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Potenziale zur Steigerung der Leistungsfähigkeit von Biogas-anlagen – Energetische Effi zienz von Repoweringmaßnahmen
Autoren: Jan Postel, Erik Fischer, Tino Barchmann, Nadja Rensberg, Mathias Stur
Gefördert durch:
DBFZ
REP
ORT N
R. 2
8
IMPRESSUM
Herausgeber:DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrumgemeinnützige GmbHTorgauer Straße 11604347 LeipzigTelefon: +49 (0)341 2434-112Fax: +49 (0)341 [email protected]
Förderung:Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaftaufgrund eines Beschlusses des DeutschenBundestages
Geschäftsführung:Prof. Dr. mont. Michael Nelles (Wissenschaftlicher Geschäftsführer) Daniel Mayer(Administrativer Geschäftsführer)
DBFZ Report Nr. 28Potenziale zur Steigerung der Leistungsfähigkeit von Biogasanlagen – Energetische Effizienz von RepoweringmaßnahmenLeipzig: DBFZ, 2017ISSN: 2197-4632 (Online)ISSN: 2190-7943 (Print)ISBN: 978-3-946629-20-7
Bilder: DBFZ, Jan Gutzeit, Stefanie Bader (Karte)
Copyright:Alle Rechte vorbehalten. Kein Teil dieser Broschüre darf ohne die schriftliche Genehmigung des Herausgebers vervielfältigt oder verbreitet werden. Unter dieses Verbot fällt insbesondere auch die gewerbliche Vervielfältigung per Kopie, die Aufnahme in elektronische Datenbanken und die Vervielfältigung auf CD-ROM
Datum der Veröffentlichung:5. Mai 2017
Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diesePublikationen in der Deutschen Nationalbibliografie;detaillierte bibliografische Daten sind im Internet unterder Adresse www.dnb.de abrufbar.
ANFAHRT
Mit dem Zug: Ankunft Leipzig Hauptbahnhof; Straßenbahn Linie 3/3E (Richtung Taucha/Sommerfeld) bis Haltestelle Bautzner Straße; Straße überqueren, Parkplatz rechts liegen lassen, geradeaus durch das Eingangstor Nr. 116, nach ca. 100 m links, der Eingang zum DBFZ befindet sich nach weite-ren 60 m auf der linken Seite.
Mit dem Auto: Über die Autobahn A 14; Abfahrt Leipzig Nord-Ost, Taucha; Richtung Leipzig; Richtung Zentrum, Innenstadt; nach bft Tankstelle befindet sich das DBFZ auf der linken Seite (siehe „… mit dem Zug“).
Mit der Straßenbahn: Linie 3/3E (Richtung Taucha/Sommer-feld); Haltestelle Bautzner Straße (siehe „… mit dem Zug“).
A14
A 9
A 14
A 38
6
186
Hauptbahnhof
Leipzig-Mitte
Leipzig-OstLeipzig-West
181
Leipzig-Süd
LEIPZIG
2
6
2
87
17
16
15
23
25
26
31
3229
Schkeuditzer Kreuz
Leipzig-Nordost
24
Leipzig-Messegelände
Leipzig-Südwest
Leipzig-Südost
Potenziale zur Steigerung der
Leistungsfähigkeit von Biogasanlagen -
Energetische Effizienz von
Repoweringmaßnahmen
Förderkennzeichen: 22400912 (Schlussbericht)
Jan Postel
Erik Fischer
Tino Barchmann
Nadja Rensberg
Mathias Stur
DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum
gemeinnützige GmbH
Torgauer Straße 116
04347 Leipzig
Tel.: +49 (0)341 2434-112
Fax: +49 (0)341 2434-133
www.dbfz.de
Potenziale zur Steigerung der Leistungsfähigkeit von Biogasanlagen - Energetische Effizienz von
Repoweringmaßnahmen
III
Zuwendungsgeber: Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V.
OT Gülzow
Hofplatz 1
18276 Gülzow-Prüzen
Ansprechpartner: DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH
Torgauer Straße 116
04347 Leipzig
Tel.: +49 (0)341 2434-112
Fax: +49 (0)341 2434-133
E-Mail: [email protected]
Internet: www.dbfz.de
Dipl.-Ing. (FH) Jan Postel
Tel.: +49 (0)341 2434-424
E-Mail: [email protected]
Dipl.-Ing. (FH) Erik Fischer
Tel.: +49 (0)341 2434-219
E-Mail: [email protected]
Erstelldatum: 28.10.2016
Projektnummer DBFZ: 3230031
Projektnummer
Zuwendungsgeber:
22400912
Gesamtseitenzahl + Anlagen 135
Das diesem Bericht zugrundeliegende Vorhaben wurde aufgrund eines
Beschlusses des Deutschen Bundestages mit Mitteln des Bundesministeriums für
Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) über die Fachagentur Nachwachsende
Rohstoffe e.V. (FNR) als Projektträger des BMEL für das Förderprogramm
Nachwachsende Rohstoffe unterstützt. Die Verantwortung für den Inhalt dieser
Veröffentlichung liegt beim Autor
Inhaltsverzeichnis
IV
Inhaltsverzeichnis
Abkürzungs- und Symbolverzeichnis .............................................................................................................................. VI
1. Einleitung ............................................................................................................................................................. 1
1.1 Hintergrund und Zielsetzung ..................................................................................................................................... 1
1.2 Der Begriff „Repowering“ .......................................................................................................................................... 3
1.3 Vorgehensweise .......................................................................................................................................................... 4
2 Methoden ............................................................................................................................................................ 5
2.1 Umfrage ........................................................................................................................................................................ 5
2.2 Energetische Bilanzierung ......................................................................................................................................... 6
Kenngrößen und Bilanzierungsrahmen ................................................................................................. 6 2.2.1
Sensitivitätsbetrachtung ....................................................................................................................... 12 2.2.2
2.3 Ökonomische Berechnungen ................................................................................................................................. 14
2.4 Abschätzung der Auswirkungen des Repowering auf den Flächenbedarf und das Energiesystem ........... 16
3 Ergebnisse ......................................................................................................................................................... 16
3.1 Umfrage ..................................................................................................................................................................... 16
Betreiberbefragung ................................................................................................................................ 16 3.1.1
Verteilung des Rücklaufs ...................................................................................................................... 17 3.1.2
Durchgeführte Maßnahmen ................................................................................................................. 21 3.1.3
Optimierungsbedarf ............................................................................................................................... 27 3.1.4
3.2 Energetische Bilanzierung ...................................................................................................................................... 30
Biogasanlage 01 .................................................................................................................................... 30 3.2.1
Biogasanlage 02 .................................................................................................................................... 35 3.2.2
Biogasanlage 03 .................................................................................................................................... 39 3.2.3
Biogasanlage 04 .................................................................................................................................... 43 3.2.4
Biogasanlage 05 .................................................................................................................................... 47 3.2.5
Biogasanlage 06 .................................................................................................................................... 51 3.2.6
Biogasanlage 07 .................................................................................................................................... 55 3.2.7
Biogasanlage 08 .................................................................................................................................... 60 3.2.8
Biogasanlage 09 .................................................................................................................................... 65 3.2.9
Biogasanlage 10 .................................................................................................................................... 69 3.2.10
Vergleich der Biogasanlagen................................................................................................................ 73 3.2.11
Sensitivitätsbetrachtung ....................................................................................................................... 78 3.2.12
Zusammenfassung Parametervariation ............................................................................................ 84 3.2.13
3.3 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ausgewählter Biogasanlagen......................................................................... 87
Biogasanlage 01 .................................................................................................................................... 87 3.3.1
Biogasanlage 06 .................................................................................................................................... 91 3.3.2
Biogasanlage 07 .................................................................................................................................... 96 3.3.3
Anlagenvergleich der Stromgestehungskosten .............................................................................. 100 3.3.4
3.4 Abschätzung der Auswirkungen des Repowering auf den Flächenbedarf und die Energieproduktion ... 103
Flächenbedarf ....................................................................................................................................... 103 3.4.1
Inhaltsverzeichnis
V
Energiesystem ......................................................................................................................................105 3.4.2
4 Diskussion und Zusammenfassung .............................................................................................................. 106
4.1 Umfrage ...................................................................................................................................................................106
4.2 Energiebilanz ..........................................................................................................................................................108
4.3 Ökonomie ................................................................................................................................................................111
4.4 Abschätzung der Auswirkungen des Repowering auf den Flächenbedarf und die Energieproduktion ...112
5 Fazit, Ausblick und weiterer Forschungsbedarf ........................................................................................... 113
6 Weitere Veröffentlichungen und Ergebnisverwertung ................................................................................. 115
Abbildungsverzeichnis .................................................................................................................................................. 117
Tabellenverzeichnis ...................................................................................................................................................... 120
Literatur- und Referenzverzeichnis ............................................................................................................................. 122
Anhang Fragebogen zur Betreiberbefragung ............................................................................................................. 125
Abkürzungs- und Symbolverzeichnis
VI
Abkürzungs- und Symbolverzeichnis
Abkürzung Erklärung
BGA Biogasanlage
BHKW Blockheizkraftwerk
BSAG Brennstoffausnutzungsgrad
CCM Corn-Cop-Mix
DBFZ DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH
EEG Erneuerbares Energien Gesetz
FM Frischmasse
FoTS Fermentierbare organische Trockensubstanz
GG Grundgesamtheit
GPS Ganzpflanzensilage
GRL Gärrestlager
ha Hektar
k.A. keine Angabe
KWK Kraft-Wärme-Kopplung
Mio. Million
NawaRo Nachwachsende Rohstoffe
oTS organische Trockensubstanz
SGK Stromgestehungskosten
TS Trockensubstanz
VDI Verein Deutscher Ingenieure
VOV Vor-Ort-Verstromung
Abkürzungs- und Symbolverzeichnis
VII
Formelzeichen Erklärung Einheit
Hs Brennwert
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) Kapazitätszahl in Abhängigkeit der TS- / FoTS-bezogenen Substratleistung [-]
𝑚𝑖 Menge eines Einsatzstoffes [t]
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 Summe der zugeführten Substratmenge an Exkrementen [t]
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 Summe der zugeführten Substratmenge an NawaRo [t]
𝑛𝐴 Arbeitsausnutzung auf Nutzenergieebene [-]
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 Bruttoarbeitsausnutzung [-]
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 Nettoarbeitsausnutzung [-]
PFWL Feuerungswärmeleistung des Konversionsaggregates (BHKW/Kessel) [kW]
𝑃𝑁 Installierte elektrische Nennleistung der Biogasverwertung [kW]
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 Substratleistung TS-bezogen / FoTS-bezogen [kW]
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 Theoretisch erzeugbare Energiemenge im Nennzeitraum
(Betrachtungszeitraum)
[kWh]
𝑄�̇� Installierte thermische Nennleistung der Biogasverwertung [kW]
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 Bruttowärmemenge [kWh]
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 Nettowärmemenge [kWh]
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 Nutzwärmemenge [kWh]
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 Bruttostrommenge [kWh]
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 Nettostrommenge [kWh]
x Arithmetischer Mittelwert [-]
�̅�𝐵𝐺𝐴(𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad der Biogasanlage in Abhängigkeit
der TS- / FoTS-bezogenen Substratleistung
[-]
�̅�𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜(𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) Bruttoenergieausbeute in Abhängigkeit der TS- / FoTS-bezogenen
Substratleistung
[-]
�̅�𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) Nettoenergieausbeute in Abhängigkeit der TS- / FoTS-bezogenen
Substratleistung
[-]
Einleitung
1
1 Einleitung
Der vorliegende Bericht fasst abschließend die Ergebnisse des Forschungsvorhabens "Potenziale zur
Steigerung der Leistungsfähigkeit von Biogasanlagen - Energetische Effizienz von Repowering-
maßnahmen" zusammen. Das Vorhaben wurde im Zeitraum vom 1. Januar 2014 bis
30. April 2016 durchgeführt und durch die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR) gefördert
(FKZ: 22400912).
1.1 Hintergrund und Zielsetzung
Der Ausbau der Bioenergie ist durch die Anreizsetzung der Bundesregierung bspw. durch das
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sehr dynamisch ausgeprägt. Während in den Jahren 2004 und
2009 starke Anreize zum Ausbau der Biogastechnologie gesetzt wurden, ist der Zubau von
Biogasanlagen seit dem Inkrafttreten des EEG 2014 [12] im Vergleich zu den vorangegangenen Jahren
stark eingebrochen.
Zudem zeigt sich, dass ein Ausbau der Biogasbranche zu einer Inanspruchnahme landwirtschaftlicher
Flächen führt. Nach Schätzungen des Fachverbands Biogas und des DBFZ beträgt die Zahl der sich in
Betrieb befindlichen Biogasanlagen Ende 2015 ca. 8.000 (vgl. Abbildung 1).
Abbildung 1: Entwicklung des Biogasanlagenbestandes in Deutschland [13]
Der Flächenbedarf für die Erzeugung von NawaRo zur Biogaserzeugung beträgt nach Hochrechnungen
des DBFZ bis zu 1,5 Mio. ha. Legt man eine maximale landwirtschaftliche Nutzfläche von
3.711 3.891
4.984
5.905
7.1757.515
7.8507.944
8.005 8.075
1,3 1,4
1,9
2,3
3,1
3,4 3,5
3,94,1 4,1
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* 2016*
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
Anlagen Installierte elektrische Leistung
Einleitung
2
schätzungsweise 1,5-1,9 Mio. ha für den Energiepflanzenanbau zur Biogasproduktion zugrunde1,
besteht auf Basis der aktuellen Erhebungen zum jetzigen Substratmix und der Inanspruchnahme
landwirtschaftlicher Nutzfläche als limitierenden Faktor ein Potenzial von insgesamt ca. 10.000
Biogasanlagen (BGA) in Deutschland. Da bis Ende 2015 bereits rund 80 % des maximal möglichen
Anlagenbestandes in Deutschland in Betrieb genommen wurden, ist das Potential von Maßnahmen zur
Steigerung der Effizienz und der Anlagenleistung nicht im Neubau, sondern vielmehr im
Anlagenbestand zu finden.
Der Anlagenbestand unterliegt ständigen technischen und baulichen Anpassungen, daher erscheint es
unter energetischen, wirtschaftlichen und ökologischen Gesichtspunkten zwingend notwendig, den
Anlagenbestand in Betrachtungen zur Effizienz- und Leistungssteigerung einzubeziehen. Allerdings gibt
es nur wenige und regional begrenzte Erhebungen (vgl. [14]) über Beweggründe, Konzepte und vor
allem zu den Auswirkungen der Optimierungen von Biogasanlagen auf die Effektivität des
Substrateinsatzes und die Effizienz der Energiebereitstellung. Hinzu kommt, dass eine
Anlagenoptimierung ausschließlich unter ökonomischen Gesichtspunkten betrieben wird und eine
Erfolgseinschätzung der jeweiligen Maßnahme rein finanziell erfolgt. Unterstellt man den
grundlegenden Ansatz, dass Optimierungsmaßnahmen nur zur Anwendung kommen, solange deren
ökonomisches Ergebnis mindestens dem Ausgangszustand gleichzusetzen ist, so fehlt ein konkreter
und zahlenmäßig erfassbarer Bewertungs- und Vergleichsmaßstab zur Darstellung der Auswirkungen
auf die Energieeffizienz. Eine ökonomische Einschätzung zum Erfolg einer Anlagenoptimierung lässt
keine Aussage über deren energetische Sinnhaftigkeit zu. Nicht alle ökonomischen Anreize der
bisherigen EEG führten zu Effizienzsteigerungen bei Biogasanlagen. Dies drückt sich bspw. in fehlenden
Wärmenutzungskonzepten aus. Auch die Anpassung des Einsatzstoffspektrums auf Basis der
Einsatzstoffvergütungsklassen im EEG 2012 sind rein ökonomisch motivierte Maßnahmen. Das diese
Maßnahmen einen positiven Effekt auf die Energieeffizienz hatten, kann durchaus infrage gestellt
werden. Sinnvoll wäre die Verknüpfung zwischen der energetischen und der ökonomischen Effizienz.
Umso mehr, da künftig Biogasanlagenbetreiber verstärkt über einen Betrieb ohne eine Vergütung nach
dem EEG nachdenken müssen. Doch hierfür ist ein Maßstab zur Bewertung der Energieeffizienz von
Biogasanlagen vonnöten.
Im Vorhaben soll geklärt werden, was der Begriff „Repowering“ für den Biogassektor bedeutet und wie
er in der Praxis angewendet wird. Hierbei sollen sowohl konkrete Maßnahmen erfasst, als auch deren
Beweggründe, die zur Umsetzung führten, dargestellt werden. Die Repoweringmaßnahmen sollen
anhand ihrer energetischen Auswirkungen auf die Anlageneffizienz bewertet werden. Die
Betrachtungen zum Erfolg einer Maßnahme erfolgt hierbei aus rein energietechnischer Perspektive. Für
ausgewählte Anlagen und Maßnahmen soll der Zusammenhang zwischen energetischen und
ökonomischen Effekten dargestellt sowie die Auswirkungen auf den Flächenbedarf und das
Energiesystem abgeschätzt werden.
1 Nach aktuellen Berechnungen des DBFZ für die „Studie zur Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz“ (FKZ 22008811) und
unter Einbeziehung der zur Verfügung stehenden Brachflächen beträgt das Flächenpotenzial bis zu 1,9 Mio. ha.
Einleitung
3
1.2 Der Begriff „Repowering“
Im Zusammenhang mit Optimierungsmaßnahmen ist in der Biogasbranche sehr oft vom „Repowering“
die Rede. Dieser sehr eingängige Begriff wurde aus anderen Energieerzeugungsbranchen übernommen
und beschreibt jede biologische, organisatorische, technische oder betriebliche Änderung, die an einer
bestehenden Anlage durchgeführt wird [15]. Dabei ist der Begriff ein Scheinanglizismus und in der
englischen Sprache nicht zu finden. In der – vor allem – konventionellen, fossilen Kraftwerkstechnik ist
das retrofitting (to retrofit – engl. Umrüsten/nachrüsten) geläufig. Retrofitting umfasst alle Maßnahmen
zur Umrüstung bzw. Nachrüstung vorhandener Energieumwandlungsanlagen und deren Komponenten
(bspw. thermische Kraftwerke und der Austausch der Dampfturbinen) mit dem Ziel “to reduce energy
consumption through the implementation of more efficient and innovative strategies” [6]. Ebenso wie
das im deutschen Sprachgebrauch genutzte Repowering, zielt retrofitting generalisierend auf eine
Effizienzsteigerung ab, ohne konkrete Maßnahmen zu benennen und das Ziel der Maßnahme - die
Steigerung des Wirkungsgrades und/oder des Nutzungsgrades - zu definieren. Dabei ist eine
Unterscheidung zwischen notwendigen Maßnahmen zur Sicherstellung der Betriebsfähigkeit und
Eingriffen zur gezielten Verbesserung der Anlagenperformance nicht gegeben und solide Kriterien,
insbesondere Kennzahlen, zur Identifizierung von Repowering nicht definiert [15]. Weiterhin wird
festgestellt, dass zur Beschreibung einer Effizienzsteigerung der Nutzungsgrad herangezogen werden
muss, da etwaige Wirkungsgradsteigerungen durch eine verminderte Auslastung in einem konkreten
Betrachtungszeitraum egalisiert werden können. Demnach sind Repoweringmaßnahmen durch mittel-
bis langfristig geplante technische Modifikationen zur gezielten Steigerung des Nutzungsgrades
gekennzeichnet [15]. Somit setzt Repowering ein geplantes, zielgerichtetes Vorgehen voraus und
entspricht nicht der ad-hoc-Reaktion zur kurzfristigen Behebung eines nicht planmäßigen
Betriebszustandes. In Abbildung 2 ist eine Unterteilung von Maßnahmen dargestellt.
Abbildung 2: Kategorisierung von Repoweringmaßnahmen anhand eines planvollen Vorgehens und der beabsichtigten
Steigerung des Nutzungsgrades
Einleitung
4
Hierbei werden 3 Kategorien unterschieden:
Kategorie I - Repowering im engeren Sinne, mit dem Ziel einer Steigerung des Wirkungs- und
des Nutzungsgrades
Kategorie II - Repowering im weiteren Sinne, mit dem Ziel einer Steigerung des Nutzungsgrades
Kategorie III - Reparatur und Instandhaltungsmaßnahmen zur Wiederherstellung und
Aufrechterhaltung der technischen Betriebsfähigkeit
1.3 Vorgehensweise
Zur grundlegenden Bestandsaufnahme von Biogasanlagenkonzepten, Umbaumaßnahmen und zur
Anlagenauswahl im Rahmen einer energetischen und ökonomischen Bewertung von
Umbaumaßnahmen erfolgte im Zeitraum vom 07.11.2014 bis 15.12.2014 eine Befragung von
Biogasanlagenbetreibern. Die Auswahl der per Fragebogen angeschriebenen Betreiber erfolgte auf
Basis der vorangegangenen Betreiberbefragungen im Rahmen des EEG-Monitoring der Jahre 2012 bis
2014 [1], [2]. Hierbei wurden alle Rückantworten gewählt, in denen Angaben zu
Optimierungsmaßnahmen im Sinne eines Repowerings gemacht wurden. Neben der Erhebung von
Umbaumaßnahmen und Anlagenkonzepten, stellten Beweggründe, Art und Weise der Durchführung der
Umbaumaßnahmen sowie die Erfolgseinschätzung der Betreiber wesentliche Aspekte der Befragung
dar. Die Vorgehensweise und Ergebnisse können den Kapiteln 2.1 und 3.1 entnommen werden. Der
Fragebogen ist als Anhang hinterlegt.
Grundlage der energetischen Bilanzierung bildet die im Vorhaben erarbeitete Methode zur Berechnung
des mittleren Brennstoffausnutzungsgrades. Dieser ist in der Energietechnik etabliert und ermöglicht
die Bewertung und den Vergleich verschiedener Energieerzeugungspfade anhand ihrer Effizienz der
Ausnutzung der im Brennstoff enthaltenen Energie. Hierbei wurden im Verlauf des Vorhabens die
Berechnungen der mittleren Brennstoffausnutzungsgrade auf Basis des Brennwertes der zugeführten
Trockensubstanz (TS) und des tatsächlich fermentierbaren Anteils der organischen Substanz (FoTS)
eingeführt. Die Methode ist in Kapitel 2.2 beschrieben. Die energetische Bilanzierung von 10
Biogasanlagen erfolgt im Kapitel 3.2 in Form von Anlagensteckbriefen. Diese beinhalten neben der
Bilanzierung ausgewählter Betriebsjahre auch eine Einschätzung des Erfolgs der Maßnahme bezüglich
der angestrebten und erzielten Effizienzsteigerung. Eine ökonomische Betrachtung von 4 ausgewählten
Biogasanlagen erfolgt in Kapitel 3.2.123.3. Durch einen Vergleich der Betriebsjahre vor und nach dem
Jahr der Durchführung des Repowering, wird der wirtschaftliche Nutzen der Umbaumaßnahme
dargestellt.
In Kapitel 3.4 werden die Auswirkungen des Repowering auf den Flächenbedarf und die
Energieproduktion dargestellt. Hierbei wird unterschieden, wie sich Effizienzsteigerungen auf Brutto-,
Netto- und Nutzenergieebene auswirken. Die Diskussion der erzielten Ergebnisse erfolgt in Kapitel 4,
das Fazit wird in Kapitel 5 gezogen.
Methoden
5
2 Methoden
2.1 Umfrage
Hinsichtlich der Analyse und Bewertung von Maßnahmen zur Anlagenerweiterung und
Effizienzsteigerung an Biogasanlagen wurde im Rahmen des Projektes eine Betreiberbefragung
durchgeführt. Ziel der Befragung war es, für eine größtmögliche Anzahl von Biogasanlagen eine
Erhebung durchzuführen, mit der repräsentative Daten zu realisierten Repoweringmaßnahmen an
Biogasanlagen, Bewertungen zum Erfolg und Angaben zu Beweggründen der durchgeführten
Maßnahmen erfasst wurden.
Die Betreiber wurden zu folgenden Aspekten befragt:
Inbetriebnahmezeitpunkt der Anlage
Installierte Leistung bei Inbetriebnahme der Anlage
Einordnung der Biogasanlage (mit/ohne Anbindung an einen landwirtschaftlichen Betrieb)
Durchgeführte Maßnahmen zur Anlagenerweiterung und Effizienzsteigerung
Bewertung des Erfolges der Repoweringmaßnahmen
Beweggründe für die Durchführung des Repowering
Optimierungsbedarf
Die Erfolgsbewertung der durchgeführten Repoweringmaßnahmen wurde mit Hilfe einer Matrix für die
Parameter Wirtschaftlichkeit, Emissionen und Effizienz und den Bewertungsoptionen „erfolgreich“,
„ohne Auswirkung“ und „nicht erfolgreich“ durchgeführt. Die Beweggründe für die Realisierung der
Maßnahmen wurden von den Betreibern den einzelnen Maßnahmen zugeordnet. Auf diese Weise kann
eine genaue Aufschlüsselung von relevanten Gründen für die unterschiedlichen Repowering-
maßnahmen erfolgen. Die Benennung von weiterem Optimierungsbedarf an der Biogasanlage erfolgte
über eine Auswahl analog zu den Beweggründen für Repoweringmaßnahmen.
Die Befragung wurde als schriftliche Befragung mittels teilstandardisiertem Fragebogen (Anhang)
durchgeführt. Die Auswahl der Betreiber erfolgte gekoppelt an die jährlich im Rahmen der Projekte
„Stromerzeugung aus Biomasse“ (FZK: 03MAP250) und „Monitoring zur Wirkung des EEG auf die
Stromerzeugung aus Biomasse“ (FZK: 03MAP138) erhobenen Anlagendaten [1], [2]. Dabei wurden in
den vergangenen drei Jahren durchgeführte Maßnahmen der Anlagenerweiterung und
Effizienzsteigerung an den Biogasanlagen erfasst. In Hinblick auf die Aktualität der zugrundeliegenden
Daten und dem im Rahmen des Projektes ermöglichten Umfang der Betreiberbefragung erfolgte die
Auswahl der Biogasanlagen für die Betreiberbefragung in drei Schritten:
1. Biogasanlagen, für die in den vergangenen Jahren (Betreiberbefragung 2011/12, 2012/13,
2013/14) Daten zur Anlagenerweiterung, Effizienzsteigerung erhoben werden konnten
1.231 Biogasanlagen
2. Davon Auswahl von Biogasanlagen, die Repoweringmaßnahmen durchgeführt haben;
Ausschluss von Anlagen, für die lediglich Angaben zu geplanten Maßnahmen vorliegen
1.116 Biogasanlagen
3. Eingrenzung auf die vorangegangenen Befragungen 2012/13 und 2013/14
866 Biogasanlagen.
Methoden
6
Im Rahmen der Befragung wurde im November 2014 der Fragebogen an die Betreiber von
Biogasanlagen versandt. Die Rückmeldungen wurden per Post, Fax und E-Mail erfasst. Insgesamt
wurden 866 Biogasanlagen angeschrieben. Die Anzahl der zur Verfügung stehenden Rückantworten
liegt bei 241. Das entspricht einer Rücklaufquote von 27,8 %.
2.2 Energetische Bilanzierung
Kenngrößen und Bilanzierungsrahmen 2.2.1
Das Ziel der Bilanzierung ist die Bewertung der energetischen Effizienz von Biogasanlagen. Als
Kenngröße zur Effizienzbewertung dient der mittlere Brennstoffausnutzungsgrad ω̅. Dieser ist in der
Energietechnik etabliert und ermöglicht einen übergeordneten Vergleich von Energieerzeugungsanlagen
in Abhängigkeit der verwendeten Einsatzstoffe und der jeweiligen Konversionstechnologie. Er wird als
der Quotient aus allen in einem bestimmten Zeitraum nutzbar abgegebenen Energien und der
gesamten zugeführten Energie beschreiben. Im betrachteten Zeitraum sind alle Pausen-, Stillstands-,
Leerlauf-, Anfahr- und Abfahrzeiten eingeschlossen. [3] Der mittlere Brennstoffausnutzungsgrad lässt
sich nach Gleichung (1) beschreiben.
�̅� = 𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜+𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧
Σ 𝑚𝑖∗𝐻𝑆,𝑖 (1)
�̅� mittlerer Brennstoffausnutzungsgrad [-]
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 Nettostrommenge [kWh]
𝑄𝑁𝑢𝑡𝑧 Nutzwärmemenge (genutzte Wärmemenge) [kWh]
𝑚𝑖 Substratmenge [tTS]
𝐻𝑆,𝑖 spezifischer Brennwert [kWh/tTS]
Mit dieser Kenngröße ist die Effizienz der Energieumwandlung in der Gesamtanlage (Biogasproduktion
und Biogasnutzung) bewertbar. Zu beachten ist, dass in Gleichung (1) die nutzbar abgegebenen
Zielenergiemengen berücksichtigt sind. Hintergrund ist der zwingend einzubeziehende
Eigenenergiebedarf der Biogasanlage sowie die tatsächlich (extern) genutzte Wärmemenge. Im Fall der
Stromeinspeisung werden Nettostrom- und Nutzstrommenge gleichgesetzt, da von einer 100 %-igen
Nutzung der eingespeisten Nettostrommenge ausgegangen wird.
Die Bilanzgrenze der energetischen Bewertung der Biogasanlage ist in Abbildung 3 ersichtlich.
Methoden
7
Abbildung 3: Grenzen für die Nutz-, Netto- und Bruttoenergiebilanzierung des Gesamtprozesses [3]
Als maßgebliche Bezugsgröße wurde neben der zugeführten Einsatzstoffmenge der Brennwert des
jeweiligen Einsatzstoffes herangezogen. Dieser stellt für Einsatzstoffe, die in Biogasanlagen
Verwendung finden, eine leicht zugängliche und objektive Bewertungsgrundlage dar. Innerhalb des
Vorhabens wurde der Brennwert nach DIN EN 14918 [10] mittels bombenkalorimetrischer Bestimmung
erhoben. Unabhängig des tatsächlichen Konversionspfades (thermochemisch, biochemisch) kann so
ein technologieübergreifender Vergleich stattfinden. Bei einem Vergleich von Biogasanlagen mit
anderen Konversionspfaden ist zu berücksichtigen, dass der mittlere Brennstoffausnutzungsgrad nach
[3] auf der Verwendung des Heizwertes beruht, sodass ein Abgleich der verwendeten Bezugsgrößen
notwendig wird.
Die energetische Bilanzierung über den mittleren Brennstoffausnutzungsgrad begreift die Biogasanlage
als eine Art „Blackbox“. Es wird nicht zwischen Biogasproduktion und Biogaskonversion unterschieden,
sondern beide Prozessschritte in ihrer Gesamtheit bewertet. Gemäß Gleichung (1) sind die zugeführten
Einsatzstoffmengen und die spezifischen Brennwerte je Einsatzstoff zu ermitteln. Da der Brennwert
trockensubstanzspezifisch ist, wurden die Trockensubstanzgehalte (nach Weißbach korrigiert
[4],[5],[6],[7],[8],[9]) der jeweiligen Einsatzstoffe analytisch ermittelt. Die zugeführte Einsatzstoffmenge,
die eingespeiste Nettoenergiemenge und die Nutzwärmemenge wurden an der Biogasanlage über das
Betriebstagebuch, Abrechnungen oder entsprechende Mengenzähler erfasst.
Mehrere Betriebsjahre und/oder verschiedene Anlagen können nur miteinander verglichen werden,
solange ähnliche Substratspektren zum Einsatz kommen. Werden Substrate oder Substratgemische mit
sich unterscheidenden Fermentationsquotienten verglichen, so stellt dies schwerverdauliche Substrate
(kleiner Fermentationsquotient) innerhalb der energetischen Bilanzierung systematisch schlechter. Der
Fermentationsquotient wurde nach Weißbach beschrieben ([4],[5],[6],[7],[8],[9]) und drückt aus, wieviel
der jeweiligen organischen Trockensubstanz eines spezifischen Einsatzstoffes anaerob biologisch
umsetzbar (vergärbar) ist. Grund ist die Erfassung des Brennwertes der gesamten Trockensubstanz,
unabhängig davon, ob es sich um anaerob abbaubare Bestandteile handelt oder nicht. Über die Bildung
von gewichteten Fermentationsquotienten des Einsatzstoffgemisches und anschließendem Clustern
Methoden
8
kann die Substratabhängigkeit des Brennstoffausnutzungsgrades abgebildet und Anlagen innerhalb der
Cluster verglichen werden.
Soll der Substrateinfluss vollständig und ohne Clustern berücksichtigt werden, kann ein Bezug des
energetischen Potenzials der Einsatzstoffe auf den Anteil der FoTS nach Weißbach
([4],[5],[6],[7],[8],[9]) erfolgen. Hierbei sind spezifische Brennwerte der fermentierbaren und nicht
fermentierbaren organischen Trockensubstanz anzuwenden. [3] Der spezifische Energieinhalt der nicht
fermentierbaren organischen Trockensubstanz wird hierbei vom oTS-bezogenem spezifischen
Gesamtenergieinhalt des jeweiligen Substrates abgezogen. Die nicht fermentierbare Fraktion wird
vereinfachend als Lignin, mit einem maximalen Brennwert von 25,6 MJ/kg, angenommen. [3] Durch
den Bezug dieser Differenz zum oTS-bezogenen Gesamtenergieinhalt des Substrates kann ein
Korrekturfaktor nach Gleichung (2) ermittelt werden.
𝑓𝑎𝑛 =𝐻𝑠,𝑜𝑇𝑆−(1−𝐹𝑄)∗𝐻𝑠,𝑛𝑜𝑇𝑆
𝐻𝑠,𝑜𝑇𝑆 (2)
𝑓𝑎𝑛 Korrekturfaktor [kgFoTS/kgoTS]
FQ Fermentationsquotient [-]
𝐻𝑠,𝑜𝑇𝑆 spezifischer Brennwert [kJ/kgoTS]
𝐻𝑠,𝑛𝑜𝑇𝑆 spezifischer Brennwert Lignin [kJ/kgTS]
Das Energiepotenzial der nicht abbaubaren Organik wird mit Hilfe eines Korrekturfaktors fan vom
spezifischen Brennwert des Substrats nach Gleichung (3) abgezogen. [3]
𝐻𝑠,𝑘𝑜𝑟𝑟 = 𝑓𝑎𝑛 ∗ 𝐻𝑠,𝑜𝑇𝑆 (3)
𝐻𝑠,𝑘𝑜𝑟𝑟 spezifischer Brennwert [kJ/kgFoTS]
𝑓𝑎𝑛 Korrekturfaktor [kgFoTS/kgoTS]
𝐻𝑠,𝑜𝑇𝑆 spezifischer Brennwert [kJ/kgoTS]
Die Anpassung des energetischen Potentials auf die anaerob nutzbare Trockensubstanz ist streng
genommen keine Korrektur, da der TS-bezogene Energieinhalt ohne Berücksichtigung fermentierbarer
und nicht fermentierbarer Substratfraktionen nicht falsch ist. Nachfolgend wird daher von TS-
bezogenen und FoTS-bezogenen Kenngrößen gesprochen, die je nach Bezug zu unterschiedlichen
Aussagen führen. Während die Bilanzierung mit einem TS-bezogenem Brennwert unter
Berücksichtigung der gesamten der Anlage zugeführten Substratenergie einen Einsatzstoff abhängigen
Vergleich verschiedener Konversionstechnologien zulässt, können mit der Bilanzierung über den FoTS-
bezogenen Brennwert (nach „Korrektur“) verschiedene Betriebsjahre und Biogasanlagen untereinander
verglichen werden, unabhängig ihres jeweiligen Einsatzstoffspektrums. So wird ein objektiverer
Vergleich der Effizienz von Biogasanlagen möglich, der die unterschiedliche Vergärbarkeit von
Einsatzstoffen ausklammert.
Zur eingehenden Interpretation des ermittelten Brennstoffausnutzungsgrades können Arbeitsaus-
nutzung und Kapazitätszahl berechnet werden. Die Kapazitätszahl (Gleichung 4) beschreibt das
Verhältnis der installierten Verstromungs- und Wärmeleistungen aller Konversionsaggregate zur
stündlich zugeführten Substratenergiemenge (theoretischer Wert).
Methoden
9
𝐾 =𝑃𝑁+�̇�𝑁
Σ �̇�𝑖∙𝐻𝑆,𝑖 (4)
𝐾 Kapazitätszahl [-]
𝑃𝑁 elektrische Nennleistung [kW]
𝑄�̇� thermische Nennleistung [kW]
𝑚𝑖̇ Massenstrom eines Inputstoffs [tTS/h]
𝐻𝑠,𝑖 spezifischer Brennwert eines Inputstoffs [kWh/tTS]
Die Arbeitsausnutzung (Gleichung 5) setzt die tatsächlich nutzbar abgegebenen Strommengen
(Einspeisezähler am Trafo) und Wärmemengen (nicht für den Biogasprozess verwendete Wärme -
Zähler der jeweiligen Wärmelieferstrecke) zu den theoretisch produzierbaren Energiemengen im
Betrachtungszeitraum (Nennzeitraum TN) ins Verhältnis.
𝑛𝐴 =𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜+𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧
(𝑃𝑁+�̇�𝑁)∙𝑇𝑁 (5)
𝑛𝐴 Arbeitsausnutzung [-]
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 Nettostrom [kWh]
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 Nutzwärme (genutzte Nettowärme) [kWh]
𝑃𝑁 elektrische Nennleistung [kW]
𝑄�̇� thermische Nennleistung [kW]
𝑇𝑁 Nennzeit (Kalenderzeit) [a]
Das Zerlegen des Brennstoffausnutzungsgrades in eine leistungs- und eine arbeitsbezogene Kennzahl
ermöglicht eine graphische Darstellung der erzielten energetischen Effizienz. Die Kapazitätszahl dient
hierbei als Normierungsgröße, mit deren Hilfe Anlagen unterschiedlicher Größenklassen,
Konzeptionierungen und differierenden Substratzusammensetzungen gemeinsam dargestellt und
verglichen werden können (vgl. Abbildung 4). Zudem wird durch die beschriebene Verhältnisbildung das
energetische Potential der Biogasanlage dargestellt. Dadurch können Rückschlüsse auf die
Ausgewogenheit zwischen Gasproduktion und Gasverwertung gezogen werden. So kann eine im
Vergleich ungewöhnlich kleine Kapazitätszahl auf eine Überfütterung der Anlage hindeuten, bei der eine
Gasproduktion zu verzeichnen ist, die durch die installierten Nennleistungen des Konversions-
aggregates nicht verarbeitet werden kann.
Methoden
10
Abbildung 4: Schematische Darstellung des mittleren Brennstoffausnutzungsgrades sowie der Netto- und
Bruttoenergieausbeute bei unterschiedlicher Kapazitätszahl und Arbeitsausnutzung [3]
Die Arbeitsausnutzung auf Nutzenergieebene (Gleichung (5)) berücksichtigt den Grad der tatsächlichen
Wärmenutzung sowie den wärme- und stromseitigen Prozessenergiebedarf. Ergänzend zur
dargestellten Arbeitsausnutzung auf Nutzenergieebene (Abbildung 3, Bilanzpunkte 9 und 10) kann die
Arbeitsausnutzung mit Bezug zur produzierten Nettoenergiemenge (Abbildung 3, Bilanzpunkte 8 und 9)
und Bruttoenergiemenge (Abbildung 3, Bilanzpunkte 4 und 5) hergestellt werden. Hierbei sind die
Strom- und Wärmemengen der einzelnen Bilanzierungsebenen wie folgt miteinander verknüpft
(Gleichungen (6), (7), (8)):
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 = 𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 − 𝑊𝑒𝑙,𝑒𝑖𝑔𝑒𝑛 (6)
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 = 𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 − 𝑄𝑒𝑖𝑔𝑒𝑛 (7)
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 = 𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 − 𝑄𝑓𝑜𝑟𝑡 (8)
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 Bruttostrom [kWh]
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 Nettostrom [kWh]
𝑊𝑒𝑙,𝑒𝑖𝑔𝑒𝑛 Eigenstrom (Prozessenergiebedarf) [kWh]
𝑄𝑒𝑖𝑔𝑒𝑛 Eigenwärme (Prozessenergiebedarf) [kWh]
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 Nettowärme [kWh]
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 Nutzwärme (genutzte Nettowärme) [kWh]
𝑄𝑓𝑜𝑟𝑡 Fortwärme (ungenutzte Nettowärme) [kWh]
Durch die Gegenüberstellung dieser drei Bilanzierungsebenen (Brutto-, Netto- und Nutzenergie) kann
eine Bewertung des tatsächlichen Nutzwärmeabsatzes, des Prozessenergiebedarfes sowie der
Methoden
11
generellen Auslastung des Konversionsaggregates erfolgen und so Rückschlüsse auf
Optimierungspotentiale gezogen werden (vgl. Abbildung 5).
Abbildung 5: Schematische Darstellung des mittleren Brennstoffausnutzungsgrades sowie der Netto- und
Bruttoenergieausbeute [3]
Eine ausführliche Beschreibung der Methode kann [3] unter nachgelesen werden.
Verwendete Materialien
Für die Bilanzierung der unter Kapitel 3.2 dargestellten Anlagen, wurden jeweils volle Kalenderjahre
herangezogen. Die Datenerhebung erfolgte durch Gespräche und Auswertung vorliegender
Dokumentationen mit den Anlagenbetreibern. Hierbei wurden Mengen der Einsatzstoffe,
Leistungsdaten des BHKW, eingespeiste Strommengen und die abgesetzte Nutzwärmemenge erfasst.
Daten die auf Tages- bzw. auf Monatsbasis erfasst wurden, wurden zu einem Jahreswert aggregiert. Bei
4 der 10 Anlagen (BGA 01, 02, 08, 09) konnten Energiemengen zum Eigenstrombedarf direkt erfasst
werden. Für die verbleibenden 6 Anlagen wurde ein Eigenstrombedarf von pauschal 8 % der
Bruttostrommenge unterstellt. Der Eigenwärmebedarf wurde auf den Anlagen BGA 01, 02, 03 und 08
messtechnisch erfasst. Für die verbleibenden Anlagen wurden Berechnungen zum
Aufheizenergiebedarf und zu den Transmissionswärmeverlusten durchgeführt. Nur für BGA 05 wurde
pauschal ein Bedarf von 25 % der Bruttowärmeproduktion unterstellt, da hier keine eindeutigen
Angaben zum Baukörper vorlagen. Die produzierte Bruttowärmemenge wurde überschlägig anhand der
produzierten Bruttostrommenge und der Stromkennzahl des BHKW ermittelt. Auf Inputseite wurden die
Einsatzstoffe beprobt und auf TS-, oTS-Gehalt und den Brennwert hin analysiert. Hierbei wurde der TS-
Gehalt von Silagen nach Weißbach [22], [23] korrigiert. Die Brennwertanalyse erfolgte nach DIN EN
Methoden
12
14918 (ohne Berücksichtigung der Energiemengen aus der Bildung der Salpetersäure und aus der
Umwandlung des Schwefels aus wässriger Schwefelsäure in Schwefeldioxid) [21]. Einsatzstoffe, die am
Tag der Beprobung nicht vorlagen, wurden mit Literaturwerten nach [18], [19], [20] versehen.
Sensitivitätsbetrachtung 2.2.2
Zur Untersuchung der Auswirkungen verschiedener Maßnahmen wird eine Sensitivitätsanalyse
durchgeführt. Diese soll beschreiben, in welchem Maß Repoweringmaßnahmen die Energieausbeuten
auf Brutto-, Netto- und Nutzenergieebene beeinflussen. Um dabei allgemeingültige Aussagen
abzuleiten, die nicht nur für eine individuell gestaltete Anlage sondern für Biogasanlagen im
Allgemeinen stehen, wird eine von der Anlagengröße unabhängige Darstellung gewählt. Zudem wird ein
idealisierter biologischer Prozess unterstellt, indem die zugeführte FoTS-bezogene Substratenergie
vollständig umgesetzt werden soll. Die Sensitivitätsanalyse wird somit anhand eines theoretischen
Modells vollzogen.
Die brennwertbasierende und auf die zugeführte FoTS-Menge bezogene Substratleistung soll 1 kW
entsprechen. Der Massenstrom wird nicht definiert, da sich dieser in Abhängigkeit des jeweilig
unterstellten Inputstoffes errechnen lassen würde. Da dies für die Betrachtung nicht notwendig ist,
wurde darauf verzichtet. Aus dem gewählten Zeitintervall (Nennzeitraum) von 1 Stunde ergibt sich eine
zugeführte Substratenergiemenge von 1 kWh. Die zugeführte FoTS-bezogene Substratleistung wird
vollständig umgesetzt und findet sich in gleicher Höhe im Biogas wieder. Dem Konversionsaggregat
steht im Nennzeitraum folglich eine brennwertbasierte Energiemenge von 1 kWh in Form von Biogas zur
Verfügung. Da ein BHKW technisch nur den im Biogas enthaltenen Heizwert nutzen kann, ist die
tatsächlich nutzbare Energiemenge um den Faktor Hi,CH4/Hs,CH4 vermindert. Das BHKW wird mit einer
Feuerungswärmeleistung von 0,9 kW angenommen und bezieht im unterstellten Nennzeitraum
0,9 kWh aus dem zur Verfügung stehenden Biogas. Der heizwertbezogene Gesamtwirkungsgrad des
BHKW soll 85 % entsprechen, der sich aus dem elektrischen Wirkungsgrad mit 40 % und dem
thermischen Wirkungsgrad von 45 % zusammensetzt. Das betrachtete Zeitintervall (Nennzeit) des
BHKW-Betriebes beträgt ebenfalls 1 Stunde. Die produzierte Nettostrommenge wird zu 100 % in das
Netz als Nutzstrommenge eingespeist, die Nutzwärmemenge wird mit 50 % der erzeugten
Nettowärmemenge veranschlagt, um die Effekte der Wärmenutzung auf die Veränderung einzelner
Parameter darzustellen. Der Eigenstrombedarf der Gasproduktion und -konversion wird mit 8 % der
produzierten Bruttostrommenge, der Eigenwärmebedarf mit 20 % der Bruttowärmeproduktion definiert.
In Tabelle 1 und Tabelle 2 sind die Grundannahmen und die sich nach der zuvor dargestellten Methode
errechnenden Energiemengen und Effizienzen aufgelistet.
Tabelle 1: Grundannahmen zur Berechnung der Parametervariation
Kenngröße Wert
FoTS-bezogene Substratleistung (brennwertbezogen) 1,00 kW
Im Biogas enthaltene Feuerungswärmeleistung (brennwertbezogen) 1,00 kW
Feuerungswärmeleistung (heizwertbezogen) 0,90 kW
Methoden
13
Fortführung Tabelle 1: Grundannahmen zur Berechnung der Parametervariation
Kenngröße Wert
Elektrische Nennleistung (40 % von Feuerungswärmeleistung) 0,36 kW
Thermische Nennleistung (45 % von Feuerungswärmeleistung) 0,41 kW
Stromeigenbedarf (Anteil an der Bruttostromproduktion) 8,00 %
Wärmeeigenbedarf (Anteil an der Bruttowärmeproduktion) 20,00 %
Nutzstrommenge (Anteil an der Nettostromproduktion) 100,00 %
Nutzwärmemenge (Anteil an der Nettowärmeproduktion) 50,00 %
Nennzeitraum Gasproduktion und BHKW-Betrieb 1 h
Tabelle 2: Ergebnisse auf Basis der Grundannahmen zur Parametervariation
Kenngröße Bruttoenergieebene Nettoenergieebene Nutzenergieebene
Bruttostrommenge 0,36 kWh 0,33 kWh 0,33 kWh
Bruttowärmemenge 0,41 kWh 0,32 kWh 0,16 kWh
Stromeigenbedarf 0,03 kWh
Wärmeeigenbedarf 0,08 kWh
Theoretische, elektrische und thermische
Arbeit im Nennzeitraum 0,766 kWh
Kapazitätszahl 0,766
Arbeitsausnutzung 1,000 0,856 0,645
Mittlere Bruttoenergieausbeute/
Mittlere Nettoenergieausbeute/
Mittlerer Brennstoffausnutzungsgrad
0,766 0,656 0,494
Die Werte der Kapazitätszahl und Arbeitsausnutzung ergeben sich anhand der Grundannahmen. Bei
veränderten Grundannahmen nehmen beide Parameter sowie die sich daraus ergebenden Ausbeuten
und Nutzungsgrade andere Werte an. Der grundlegende Einfluss der nachfolgend variierten
Anlagenparameter bleibt davon aber unberührt. Die qualitativen Aussagen bleiben bestehen trotz
quantitativer Unterschiede, basierend auf differierenden Eingangsdaten.
Bei der Sensitivitätsbetrachtung wird jeweils nur ein Parameter verändert und die Auswirkung dieser
Änderung beurteilt. Die veränderten Parameter sind:
die zugeführte Substratleistung
die verwertbare im Biogas enthaltende Feuerungswärmeleistung (Simulation eines
veränderlichen Methananteils und/oder veränderlicher Biogasmengen)
der Eigenstrombedarf
der Eigenwärmebedarf
die Nutzwärmeauskopplung
Methoden
14
Die Ergebnisse in Kapitel 3.2.12 werden auf Bruttoenergieebene, Nettoenergieebene und
Nutzenergieebene als mittlerer Brennstoffausnutzungsgrad dargestellt.
2.3 Ökonomische Berechnungen
Um die Vergleichbarkeit der Ergebnisse zur ökonomischen Bewertung zu gewährleisten, werden die
dargestellten Eingangsdaten und Rahmenbedingungen einheitlich und konsistent in den Berechnungen
berücksichtigt. Dazu werden Investitionsrechnungen auf Grundlage der Annuitätenmethode nach der
VDI 2067 [33] durchgeführt, die als Ergebnis Stromgestehungskosten ausweisen. Die Gesamtkosten
der Biogasverstromung setzen sich dabei aus den kapitalgebundenen-, verbrauchsgebundenen-,
betriebsgebundenen- und sonstigen Kosten für Bau, Betrieb und entsprechende Erweiterungen der
Biogasanlagen zusammen (Vollkostenbetrachtung). Diesen Kosten stehen Erlöse aus dem Verkauf von
Strom, Wärme und gegebenenfalls Erlösen für weitere (Neben-)Produkte gegenüber. Eine Übersicht
über die Zuordnung der einzelnen Kostenpositionen zu den jeweiligen Kostenarten der angewendeten
Berechnungsmethode ist in Abbildung 6 dargestellt.
Abbildung 6: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung - Annuitätenmethode in Anlehnung an die VDI 2067
Der Vergütungsanspruch von Biogasanlagen in Deutschland ist in der Regel auf insgesamt 20 Jahre
festgeschrieben. Der Betrachtungszeitraum der gesamten Biogasanlagen orientiert sich an der Dauer
des Vergütungsanspruchs.
Der Fokus der ökonomischen Betrachtung liegt insbesondere auf der Ermittlung der mittleren
Stromgestehungskosten der zu untersuchenden Biogasanlagen. Hierbei ist zu beachten, dass in der
grafischen Darstellung der Stromgestehungskosten, wie in einschlägigen Publikationen üblich, keine
Wärmeerlöse als „Nebenprodukt“ gutgeschrieben werden, womit die Stromgestehungskosten etwas
geringer ausfallen würden. Entsprechende Wärmeerlöse werden ausschließlich der Erlösseite
zugeschlagen. Zudem erfolgt die Ausweisung eines Jahresergebnisses, welches den jährlichen Gewinn
WirtschaftlichkeitsbetrachtungAnnuitätenmethode in Anlehnung an VDI 6025/2067
KapitalkostenVerbrauchsgebundene
KostenBetriebsgebundene
KostenSonstige Kosten
- Investition in ..Anlagentechnik, ..Peripherie- Kosten für Instandhaltung- Eigenkapital-/ ..Fremdkapitalverzinsung
- Brennstoff- und ..Energiekosten- Kosten Hilfsenergie- Anlagenleistung- Volllaststunden- Spezifischer ..Anlagenwirkungsgrad
- Wartung und Reinigung ..(prozentualer Anteil der ..Investition)- Personal
- Versicherung/ Verwaltung..(prozentualer Anteil der ..Investition)
jährliche Gesamtkosten [€/a]
Stromgestehungskosten [Eurocent/kWh] = Jährliche Gesamtkosten / erzeugt jährliche Strommenge
Methoden
15
bzw. Verlust vor Steuern und Abgaben widerspiegelt. Die Ermittlung der eben genannten beiden
Kenngrößen erfolgt zuweilen in dem Jahr vor, während sowie nach den Repoweringmaßnahmen. Darauf
aufbauend lässt sich der relative kostenseitige Einfluss der Summe der Repoweringmaßnahmen
ableiten.
Rahmenparameter und Datenbasis
In Tabelle 3 sind wesentliche wirtschaftliche Parameter aufgelistet. Sie bilden die Grundlage für alle
Wirtschaftlichkeitsberechnungen der Biogasanlagen und ermöglichen den Vergleich der verschiedenen
Szenarien. Alle hier getroffenen Annahmen basieren auf langjährigen Erfahrungswerten oder sind
Vorgaben der VDI 2067.
Der Mischkalkulationszinssatz liegt bei den untersuchten Anlagen zwischen 2,8 % und 6,5 %. Die
Inflation für kapitalgebundene Kosten beträgt 1 % pro Jahr, für verbrauchsgebundene-,
betriebsgebundenen- und sonstige Kosten jeweils 2 % pro Jahr.
Tabelle 3: Allgemeine wirtschaftliche Rahmenparameter
Parameter Erläuterung Einheit Wert
Inflation für kapitalgebundene Kosten Investment und Instandsetzung %/a 1
Inflation für Verbrauchs-, Betriebs-
und sonstige Kosten
jährliche Inflation %/a 2
Instandsetzung durchschnittlich bezogen auf die
Gesamtinvestition
%/a 1
Arbeitskosten Arbeitgeberbruttolohn €/h 20
Versicherung bezogen auf die Gesamtinvestition %/a 0,5
Verwaltung bezogen auf die Gesamtinvestition %/a 0,5
Nutzungsdauer Nutzungsdauer der Bestandsanlage a 20
Sensitivitätsbetrachtungen in der Ökonomie
Mithilfe der Sensitivitätsanalyse kann die Abhängigkeit von Wirtschaftlichkeitskriterien, wie
beispielsweise Annuitäten oder internen Zinsfüßen, von Parameteränderungen, z.B. Änderungen des
Kalkulationszinsfußes, Energiepreisen oder der Nutzungsdauer dargestellt werden. Durch solch eine
Analyse soll dargestellt werden, inwiefern mögliche Parametervariationen das Ergebnis der
Wirtschaftlichkeitsrechnung beeinflussen können. Wenn bestimmte Parametervariationen z.B. zu
negativen Kapitalwerten führen, sind diese als risikobehaftet einzustufen. Daher werden kritische
Werte ermittelt, welche die Grenze zu nicht optimalen Wirtschaftlichkeitsergebnissen aufzeigen. Aus
diesem Grund sind Sensitivitätsanalysen sehr eng an Risikoanalysen geknüpft, bei denen Risikoklassen
ermittelt werden und je nach Risikobehaftung eine Investition getätigt wird oder nicht. Weiterhin ist zu
beachten, dass zwischen ein- und mehrdimensionalen Sensitivitätsanalysen unterschieden werden
kann. Bei eindimensionalen Analysen, wie hier angewendet, gilt die sogenannte ceteris-paribus-
Bedingung, also die Variation eines Parameters unter Beibehaltung aller anderen Parameter, darüber
hinaus Einfluss auf das Ergebnis haben können.
Ergebnisse
16
Im vorliegenden Bericht wurden die Parameter Anfangsinvestition, durchschnittlicher Substratpreis,
eingespeiste Strommenge und Investitionen in Repoweringmaßnahmen variiert. Dabei wurde jeweils
untersucht, welchen Einfluss diese Änderungen auf das Jahresergebnis der Biogasanlagen haben. Die
Variation der Parameter erfolgt dabei in einem Bereich von -25 % bis +25 % des ursprünglichen Wertes
des Jahresergebnisses.
2.4 Abschätzung der Auswirkungen des Repowering auf den Flächenbedarf und
das Energiesystem
Auf Basis der ermittelten Effizienzsteigerung auf Bruttoenergieebene (vgl. Kapitel 3.2) wird für die
Abschätzung der Auswirkung auf den Flächenbedarf die eingesparte Energiepflanzenmenge ermittelt.
Grundlage sind Daten des EEG-Monitoring 2015 [17]. In diesem wird der gesamte
Energiepflanzeneinsatz für Biogasanlagen betrachtet. Die ermittelte Anbaufläche von Energiepflanzen
für den Biogasbetrieb wird aus dem Basisdatenpool der FNR für das Jahr 2015 [13] übernommen. Die
ermittelten Massenanteile an eingesetzten Substratmengen sowie die mittleren Ernteerträge für die
Energiepflanzen wie Mais- und Grassilage, Getreide, Zuckerrübe und andere werden aus dem EEG-
Monitoring 2015 [17] als Grundlage für die Abschätzung herangezogen. Die Ermittlung der möglichen
Flächenfreigabe ergibt sich aus der Annahme, dass 50 % des derzeitigen Anlagenbestandes an
Biogasanlagen in Deutschland (Stand 2015) eine Effizienzsteigerung durch einen angepassten
Anlagenbetrieb erfahren und sich somit bei gleichbleibendem Energieoutput eine signifikante
Substrateinsparung ergibt. Die ermittelte Substratreduzierung von Energiepflanzen resultiert in dem
rechnerischen Wert der möglichen Freigabe landwirtschaftlicher Ackerflächen. Für die Beurteilung des
Einflusses von ermittelten Repoweringmaßnahmen auf das zukünftige Energiesystem werden
entsprechende Vergleiche von Recherchearbeiten, aktuellen Studien und Abschätzungen
herangezogen. Weiterhin basiert die Abschätzung auf Aussagen der Anlagenbetreiber sowie
Energiewirtschaftlern unter Berücksichtigung der aktuellen Rahmenbedingungen und Gesetzgebungen.
3 Ergebnisse
3.1 Umfrage
Betreiberbefragung 3.1.1
Im Rahmen der durchgeführten Betreiberbefragung stehen 241 Rückläufe für die Auswertung zur
Verfügung. Ausgehend von einem Gesamtanlagenbestand von etwa 7.800 Biogasanlagen (Vor-Ort-
Verstromung) Ende 2014 entspricht das etwa 3 % der bestehenden Biogasanlagen. In Abbildung 7 ist
die regionale Verteilung der Biogasanlagenstandorte, die im Rahmen der Befragung angeschrieben
wurden und die für die Auswertung zur Verfügung stehen (Rücklauf), dargestellt.
Ergebnisse
17
Abbildung 7: Betreiberbefragung Biogasanlagen [11]
Verteilung des Rücklaufs 3.1.2
Die regionale Verteilung der für die Auswertung zur Verfügung stehenden Rückläufe sowie Angaben des
Rücklaufs bezogen auf den Anlagenbestand sind in Tabelle 4 dargestellt. Die regionale Verteilung des
Fragebogenversands und Rücklaufs auf Bundeslandebene weist eine sehr gute Übereinstimmung mit
der realen Verteilung des Biogasanlagenbestandes in Deutschland auf. Bundesländer, die hinsichtlich
der Verteilung des Anlagenbestandes die größten Anteile stellen (Bayern, Niedersachsen und Baden-
Württemberg), nehmen auch den größten Anteil der versandten Fragebögen und der Rückmeldungen
ein.
Ergebnisse
18
Tabelle 4: Regionale Verteilung des Fragebogenversands und Rücklaufs der Betreiberbefragung bezogen auf die Anlagenzahl
[11][17]
Bundesland
Fragebogenversand Rücklauf Anlagenbestand
(GG)2)
versandte
Fragebögen
[Anzahl]
Anteil an
versandten
Fragebögen
[%]
Rück-
meldungen
[Anzahl]
Anteil am
Rücklauf
[%]
Anteil des
Rücklaufs
am Anlagen-
bestand BL
[%]
Verteilung
Anlagenbestand
Deutschland
[%]
Baden-Württemberg 83 9,6 20 8,3 2,2 11,2
Bayern 314 36,3 88 36,5 3,7 29,7
Berlin 1 0,1 0 0,0 - 0,0
Brandenburg1) 24 2,8 4 1,7 1,2 4,7
Bremen 0 0,0 0 0,0 - 0,0
Hamburg 1 0,1 0 0,0 - 0,0
Hessen 29 3,3 9 3,7 4,3 3,1
Mecklenburg-
Vorpommern1)
23 2,7 7 2,9 2,8 3,1
Niedersachsen 169 19,5 49 20,3 3,1 19,7
Nordrhein-Westfalen 64 7,4 16 6,6 2,6 7,6
Rheinland-Pfalz1) 23 2,7 3 1,2 2,1 1,8
Saarland 1 0,1 1 0,4 8,3 0,2
Sachsen 39 4,5 13 5,4 5,6 2,9
Sachsen-Anhalt1) 17 2,0 8 3,3 2,7 3,7
Schleswig-Holstein 41 4,7 14 5,8 2,5 8,9
Thüringen 37 4,3 9 3,7 3,8 3,4
Gesamt 866 100 235 100 3,1 100
1) Daten zum Anlagenbestand beziehen sich auf den Stand 12/2013
2) Anlagenbestand 31.12.2014
GG = Grundgesamtheit, BL = Bundesland
Deutschlandweit zeigt die regionale Verteilung der Rückläufe, dass hinsichtlich der zugrundeliegenden
Fragestellung zum Repowering und der damit verbundenen Vorgehensweise der Befragung (vgl. Kapitel
2.1) eine repräsentative Stichprobe vorliegt. Die Anzahl der zur Auswertung vorliegenden Rückläufe, ist
dabei als ausreichend große Stichprobe zu bewerten.
Der Rücklauf zeigt jedoch regionale Unterschiede. Für die Mehrheit der Bundesländer konnten
zwischen 2 und 4 % des Anlagenbestandes über die Befragung erfasst werden (vgl. Tabelle 4, Spalte
„Anteil des Rücklaufs am Anlagenbestand BL“), welche für die Auswertung zur Verfügung stehen.
Ergebnisse
19
Vergleichsweise hohe Rückläufe wurden – unter Ausklammerung der Stadtstaaten und des Saarlandes
– vor allem in Sachsen, Thüringen und Hessen erzielt. Hinsichtlich des Anlagenbestandes wurden
dagegen in Baden-Württemberg, Brandenburg und Rheinland-Pfalz verhältnismäßig geringe Rückläufe
erzielt. Aufgrund dessen ist eine regionale Auswertung der zugrunde liegenden Daten nur eingeschränkt
möglich. In Hinblick auf den vergleichsweise geringen Umfang an Rückmeldungen für die einzelnen
Bundesländer ist im Rahmen des Projektes keine regionale Auswertung der Befragungsergebnisse
durchgeführt worden.
Nach Angaben der Betreiber handelt es sich bei rund 75 % der betrachteten Biogasanlagen um Anlagen
mit Anschluss an einen eigenen landwirtschaftlichen Betrieb (Abbildung 8). Etwa 21 % der
Rückmeldungen der Betreiber sind auf Biogasanlagen zurückzuführen, die nicht direkt an einen
eigenen landwirtschaftlichen Betrieb angegliedert sind. Vier Betreiber gaben an, dass es sich bei der
betrachteten Biogasanlage um eine (Bio-)Abfallvergärungsanlage handelt. Für sechs Anlagen liegen
keine genauen Informationen über die Zuordnung der Anlage vor.
Abbildung 8: Rücklauf Betreiberbefragung - Zuordnung der Biogasanlagen [11]
Die Verteilung der für die Auswertung zur Verfügung stehenden Rückantworten hinsichtlich der
Inbetriebnahmejahre der Biogasanlagen ist in Tabelle 5 dargestellt. Die Mehrheit der erfassten
Biogasanlagen ist zwischen 2004 und 2008 in Betrieb gegangen (49,4 %). Insgesamt wurden im
Rücklauf vier Biogasanlagen erfasst, die 2012 oder 2013 in Betrieb gegangen sind. Für das
Inbetriebnahmejahr 2014 konnte keine Biogasanlage erfasst werden. Damit sind die
Inbetriebnahmezeiträume, die die Jahre des starken Anlagenzubaus (2004 bis 2011) umfassen, am
stärksten repräsentiert (vgl. Abbildung 1) [2]. Das mittlere Alter der betrachteten Biogasanlagen liegt
bei 7,5 Jahren.
75%
21%
1% 2% 1%
n=241
mit Anschluss an eigenen landw. Betrieb
ohne Anschluss an eigenen landw. Betrieb
andere Anlage, nicht spezif.
(Bio-)Abfallvergärung
keine Angabe
Ergebnisse
20
Tabelle 5: Rücklauf Betreiberbefragung - Inbetriebnahmejahr [11]
Inbetriebnahme der Anlage Rücklauf [Anzahl] Anteil am Rücklauf [%]
vor 2000 9 3,7
2000 - 2003 27 11,2
2004 - 2008 119 49,4
2009 - 2011 81 33,6
2012 - 2014 4 1,7
keine Angabe 1 0,4
In Hinblick auf die Größenklassenverteilung der elektrischen Nennleistung der Anlagen, die in die
Auswertung eingehen, zeigt sich, dass Anlagen der Größenklasse 151 – 500 kW elektrischer
Nennleistung dominieren (57,3 %). Für drei Rückmeldungen liegen keine Angaben zur installierten
Leistung der Anlage vor. Bei Auswertungen mit Bezug auf die Größenklassen können diese drei
Rückmeldungen nicht berücksichtigt werden. Im Vergleich zum Anlagenbestand in Deutschland wird
deutlich, dass die zur Auswertung zur Verfügung stehenden Rückmeldungen eine vergleichbare
Größenklassenverteilung und damit eine repräsentative Stichprobe aufweisen. Dabei sind Anlagen im
Leistungsbereich 71 - 150 kW und 151 – 500 kW elektrischer Nennleistung leicht überrepräsentiert,
wohingegen Anlagen ≤ 70 kW und > 500 kW elektrischer Leistung unterrepräsentiert sind (Tabelle 6).
Tabelle 6: Rücklauf der Betreiberbefragung - Größenklassenverteilung und Verteilung Gesamtanlagenbestand, Bezug:
Anlagenzahl (Biogasanlagen Deutschland, GG) [11][17]
elektrische Nennleistung der
Biogasanlage [kWel]
Rücklauf Anlagenbestand (GG)1)
Rückmeldungen
[Anzahl]
Anteil am Rücklauf
[%]
Verteilung Anlagenbestand
Deutschland [%]
≤ 70 13 5,4 8,4
71 - 150 35 14,5 10,8
151 - 500 138 57,3 52,9
500 – 1.000 45 18,7 21,9
> 1.000 7 2,9 6,0
keine Angabe 3 1,2
1) Anlagenbestand 31.12.2014
GG = Grundgesamtheit
Ergebnisse
21
Durchgeführte Maßnahmen 3.1.3
Im Rahmen der Befragung wurden von den 241 Anlagenbetreibern insgesamt 829 durchgeführte
Maßnahmen benannt. Dabei haben jedoch 4 Anlagenbetreiber keine genauen Angaben zu den
durchgeführten Maßnahmen vorgenommen. Somit stehen für diese Auswertung 237 Rückantworten
zur Verfügung. Im Mittel wurden bei den betrachteten Biogasanlagen 3,5 Repoweringmaßnahmen
durchgeführt. Das mittlere Alter der Anlagen liegt bei 7,5 Jahren. 57 Anlagenbetreiber gaben an, dass
seit Inbetriebnahme der Biogasanlage fünf oder mehr Repoweringmaßnahmen umgesetzt wurden. Die
Ergebnisse der Befragung zeigen, dass im Mittel drei Jahre nach Inbetriebnahme der Biogasanlage die
erste Maßnahme zum Anlagenrepowering umgesetzt wird. 50 % der Anlagenbetreiber führt dabei die
erste Maßnahme bereits in den ersten zwei Betriebsjahren durch, die anderen Anlagenbetreiber erst
später. Bei Anlagen im kleinen Leistungsbereich (≤ 150 kWel) wurden Repoweringmaßnahmen
durchschnittlich später nach Inbetriebnahme der Anlage durchgeführt als bei Anlagen im mittleren
Leistungsbereich (vgl. Tabelle 7). Biogasanlagen ≤ 70 kWel installierte Leistung waren im Mittel 6,4
Jahre alt, als die erste Umbaumaßnahme erfolgte. Bei Anlagen im Leistungsbereich von 500 –
1.000 kWel installierte Leistung wurde im Mittel 2,3 Jahre nach Inbetriebnahme die erste Repowering-
maßnahme durchgeführt.
Tabelle 7: Mittleres Alter der Biogasanlage bei Durchführung der ersten Repoweringmaßnahme differenziert nach
Leistungsklassen [11]
Installierte elektrische
Anlagenleistung [kW]
Mittleres Alter BGA bei Durchführung
1. Repoweringmaßnahme x [Jahre]
Berücksichtigte
Rückmeldungen [Anzahl]
≤ 70 6,4 11
71 - 150 3,0 32
151 - 500 2,8 136
500 – 1.000 2,3 44
> 1.000 3,9 7
keine Angabe - 11
Durchgeführte Repoweringmaßnahmen
Im Ergebnis der Betreiberbefragung zeigt sich, dass der Ausbau der Abwärmenutzung sowie der
Austausch und die Leistungserhöhung des BHKW die am häufigsten umgesetzten Maßnahmen
darstellen. An mehr als 70 % der betrachteten Anlagen wurden demnach im Rahmen von
Repoweringmaßnahmen die Wärmenutzung ausgebaut und/oder die installierte elektrische
Anlagenleistung erhöht. In Abbildung 9 ist die Verteilung der durchgeführten Maßnahmen dargestellt.
Rund ein Drittel der Betreiber hat eine gasdichte Abdeckung des Gärrestlagers durch den Zubau eines
Gasspeicherdaches umgesetzt. Damit ist der Behälter i.d.R. in das Biogassystem eingebunden und
kann zu einer Erhöhung des Fermentationsvolumens beitragen. Dies könnte die nahezu gleiche Anzahl
an Nennungen bei der Erhöhung des Fermentationsvolumens erklären.
Ergebnisse
22
Abbildung 9: Verteilung der durchgeführten Maßnahmen [11]
Eine Änderung des Substratinputs zur Anlagenoptimierung wurde an rund 28 % der Anlagen
durchgeführt. Ein verhältnismäßig kleiner Anteil von ca. 17 % gab an, die Erweiterung des
Rohgasnetzes mit Anschluss eines ortsfernen Satelliten-BHKW durchgeführt zu haben. Seltener wurden
die Nachrüstung einer Substrataufbereitung oder eines Wärmespeichers benannt. Weitere Maßnahmen
wurden in der Kategorie „andere“ zusammengefasst. Dabei wurden vorrangig Maßnahmen benannt,
die den Gärprozess (z.B. Zufuhr von Spurenelementen, Isolierung Gärrestlager) oder die
Biogaskonditionierung (z.B. Gasreinigung) betreffen.
Die Ergebnisse verdeutlichen, dass durchgeführte Maßnahmen stark auf die Biogaskonversion und die
Abnahme der Wärme fokussiert sind. Über 60 % aller durchgeführten Maßnahmen wurden auf der
Konversions- und Abnahmeseite durchgeführt. Produktionsseitige Maßnahmen und Maßnahmen die
den Substratinput betreffen, spielen eine deutlich untergeordnete Rolle.
Erfolgseinschätzung der Repoweringmaßnahmen
Die Bewertung des Erfolges der durchgeführten Repoweringmaßnahmen ist entsprechend der drei im
Rahmen der Befragung vorgegebenen Bewertungsbereiche (Wirtschaftlichkeit, Emissionen, Effizienz) zu
differenzieren.
Die Bewertung der Auswirkungen von Umbaumaßnahmen hinsichtlich einer verbesserten
Wirtschaftlichkeit wird von den Anlagenbetreibern für alle betrachteten Maßnahmen mehrheitlich als
positiv bewertet. Dabei werden vor allem Veränderungen und Umbaumaßnahmen hinsichtlich
Austausch und Leistungserhöhung des BHKW, Wärmenutzung und Installation/ Anschluss an ein
Satelliten-BHKW bei 80 % der Anlagen als Verbesserung der ökonomischen Effizienz und damit als
erfolgreiche Repoweringmaßnahme bewertet (vgl. Abbildung 10). Die Erhöhung der produzierten und
eingespeisten Strommenge lässt sich durch die Betreiber sehr gut anhand erhöhter Erlöse bewerten
und klar der durchgeführten Maßnahme zuordnen.
45
27
34
41
68
77
87
98
172
178
0 25 50 75 100 125 150 175 200
andere
Nachrüstung Wärmespeicher
Substrataufbereitung
Rohgasleitung/Satelliten-BHKW
Substratänderung
Erhöhung Fermentationsvolumen
gasdichte Abdeckung Gärrestlager
Ersatz/Austausch von Alt-BHKW
Erhöhung BHKW-Leistung
Ausbau Wärmenutzung
absolute Häufigkeit [Anzahl] n=237
Ergebnisse
23
Abbildung 10: Erfolgseinschätzung der durchgeführten Repoweringmaßnahmen hinsichtlich verbesserter Wirtschaftlichkeit
[11]
Eine Änderung des Substratinputs oder Aufbereitung der Substrate kann durch die Betreiber, ebenso
wie eine Erhöhung des Fermentationsvolumens und eine gasdichte Abdeckung des Gärrestlagers
hinsichtlich ökonomischer Wirkung gut bewertet werden. Eine bessere Ausnutzung der im Substrat
enthaltenen Energie und dadurch erhöhten Stromausbeute sowie eine Verringerung der Substratkosten
sind für die Anlagenbetreiber gut einzuschätzen und werden als erfolgreiche Maßnahme bewertet. Im
Mittel wurden von 76 % der Betreiber die durchgeführten Maßnahmen als positiv hinsichtlich einer
ökonomischen Vorteilhaftigkeit bewertet. Lediglich ein geringer Anteil der Anlagenbetreiber beurteilt die
durchgeführten Maßnahmen hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit für die Anlage als negativ ( x = 2,8 %)
oder ohne Auswirkungen ( x =5,8 %). Dabei wurden vermehrt Maßnahmen bzgl. des Substratinputs
(Substratänderung oder Substrataufbereitung) als ergebnislos (ohne Auswirkung) bewertet. Dies kann
durch unveränderte Substratkosten oder keine deutlich ökomischen Auswirkungen infolge erhöhter
Gasausbeuten zu erklären sein. Für mehr als 20 % der Anlagen kann durch die Betreiber keine
Erfolgseinschätzung für die Erhöhung des Fermentationsvolumens oder andere durchgeführte
Maßnahmen vorgenommen werden. Dies kann darin begründet sein, dass eine Erhöhung des
Fermentationsvolumens oftmals mit einer Erhöhung des Substratinputs einhergeht und Wirkungen der
Maßnahme nicht eindeutig zugeordnet werden können.
Die Bewertung der Repoweringmaßnahmen hinsichtlich technischer Effizienz zeigt ebenfalls, dass die
Maßnahmen durch die Betreiber gut beurteilt werden können. Mehr als 70 % der Betreiber bestätigen
für die Repoweringmaßnahmen „Austausch und Leistungserhöhung des BHKW“, „Wärmenutzung“ und
„Erhöhung Fermentationsvolumen/ gasdichte Abdeckung Gärrestlager“ positive Auswirkungen auf die
technische Effizienz der Anlage (vgl. Abbildung 11). Höhere Nutzungsgrade infolge verbesserter
Gasausbeuten und die Nutzung der extern verfügbaren Wärme des BHKW lassen sich durch die
Anlagenbetreiber klar als Effizienzsteigerung der Anlage bewerten. Im Mittel wurden von 65 % der
Betreiber die durchgeführten Maßnahmen als positiv hinsichtlich einer Effizienzsteigerung bewertet.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
erfolgreich ohne Auswirkung nicht erfolgreich keine Angabe
verbesserte Wirtschaftlichkeit
An
teil
der
An
lage
n [
%]
n=237
Ersatz/ Austausch Alt-BHKW/ Erhöhung BHKW-Leistung
Ausbau Wärmenutzung/ Wärmespeicher
Erhöhung Fermentationsvolumen/ gasdichte Abdeckung GRL
Substrataufbereitung/ -änderung
Rohgasleitung/ Satelliten-BHKW
andere
Ergebnisse
24
Abbildung 11: Erfolgseinschätzung der durchgeführten Repoweringmaßnahmen hinsichtlich Effizienzsteigerung [11]
Änderungen des Substratinputs und die Vorschaltung einer Substrataufbereitung werden dagegen nur
von 51 % der Betreiber als positiv hinsichtlich der Anlageneffizienz bewertet. Knapp 20 % der Betreiber
beurteilen dies als ergebnislose Maßnahme, rund 7 % sogar als negativ. Deutlich wird, dass den
Betreibern eine Bewertung der Umbaumaßnahmen hinsichtlich technischer Effizienzsteigerung
schwieriger fällt, als die Bewertung der Maßnahmen bzgl. einer verbesserten Wirtschaftlichkeit. Für alle
durchgeführten Maßnahmen (mit Ausnahme der Maßnahme „Ersatz/ Austausch Alt-BHKW/ Erhöhung
BHKW-Leistung“) gaben etwa 20 % oder mehr Betreiber an, den Erfolg der Maßnahmen nicht beurteilen
zu können (vgl. Abbildung 11, Bewertung „keine Angabe“). Eine Beurteilung der technischen
Vorteilhaftigkeit einer Maßnahme scheint den Betreibern etwas schwerer zu fallen, als die Bewertung
wirtschaftlicher Effekte.
Die Bewertung der Auswirkungen von Umbaumaßnahmen hinsichtlich einer Emissionsminderung (vgl.
Abbildung 12) fällt, anders als die Bewertungsbereiche Wirtschaftlichkeit und Effizienz, stark
differenziert aus. Deutlich wird vor allem, dass im Mittel rund 40 % der Betreiber nicht bewerten können
(vgl. Abbildung 12, Bewertung „keine Angabe“), wie die durchgeführten Maßnahmen hinsichtlich
Emissionsminderung zu beurteilen sind. Im Mittel wurden zudem rund 24 % der durchgeführten
Maßnahmen als ergebnislos (ohne Auswirkung) in Hinblick auf eine Emissionsminderung bewertet.
Dem gegenüber steht, dass 61 % der Betreiber die Erhöhung des Fermentationsvolumens und die
gasdichte Abdeckung des Gärrestlagers als erfolgreiche Maßnahme hinsichtlich einer Verringerung der
Emissionen beurteilten. Im Mittel wurden lediglich von 34 % der Betreiber die durchgeführten
Maßnahmen als positiv hinsichtlich einer Verringerung der Emissionen bewertet.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
erfolgreich ohne Auswirkung nicht erfolgreich keine Angabe
erhöhte Effizienz
An
teil
der
An
lage
n [
%]
n=237
Ersatz/ Austausch Alt-BHKW/ Erhöhung BHKW-Leistung
Ausbau Wärmenutzung/ Wärmespeicher
Erhöhung Fermentationsvolumen/ gasdichte Abdeckung GRL
Substrataufbereitung/ -änderung
Rohgasleitung/ Satelliten-BHKW
andere
Ergebnisse
25
Abbildung 12: Erfolgseinschätzung der durchgeführten Repoweringmaßnahmen hinsichtlich Verringerung von Emissionen
[11]
Die Erfolgsbewertung der durchgeführten Maßnahmen, die im Rahmen der Betreiberbefragung erfasst
wurde, zeigt deutlich, dass durch die Mehrheit der Anlagenbetreiber Auswirkungen von
Umbaumaßnahmen hinsichtlich ihrer ökonomischen und technischen Effizienz besser zu bewerten sind
als hinsichtlich ihrer erzielten Emissionsminderung. Die Mehrheit der Betreiber beurteilte die
durchgeführten Maßnahmen, die Wirtschaftlichkeit und Effizienz der Anlage betreffend, als erfolgreich.
Beweggründe zur Durchführung von Repoweringmaßnahmen
Die im Rahmen der Betreiberbefragung erhobenen Beweggründe für die Durchführung der genannten
Repoweringmaßnahmen sind in Abbildung 13 differenziert nach Maßnahmen dargestellt. Drei Gründe
werden dabei mit Abstand am häufigsten genannt:
Wirkungsgradsteigerung
Akzeptanz
verbesserte Substratausnutzung.
Die benannten Gründe lassen sich zudem in Gruppen zusammenfassen. Diese umfassen Maßnahmen,
die vorrangig unter Benennung bestimmter Beweggründe erfolgten. So erfolgte beispielsweise aus der
Motivation den Wirkungsgrad der Anlage zu steigern sowie Emissionen, Eigenverbrauch und Verschleiß
zu reduzieren eine Anpassungen der technischen Ausstattung. Eine verbesserte Substratausnutzung
und Erhöhung des Substratdurchsatzes wurde mit Repoweringmaßnahmen, die eine Erhöhung des
Gasertrages erzielen sollen, umgesetzt. Diese umfassen vor allem die Erhöhung des
Fermentationsvolumens und die Abdeckung des Gärrestlagers. Eine Änderung des Substratinputs
erfolgte zumeist vor dem Hintergrund, hohe Kosten zu vermeiden und Schwierigkeiten bei der
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
erfolgreich ohne Auswirkung nicht erfolgreich keine Angabe
verringerte Emissionen
An
teil
der
An
lage
n [
%]
n=237
Ersatz/ Austausch Alt-BHKW/ Erhöhung BHKW-Leistung
Ausbau Wärmenutzung/ Wärmespeicher
Erhöhung Fermentationsvolumen/ gasdichte Abdeckung GRL
Substrataufbereitung/ -änderung
Rohgasleitung/ Satelliten-BHKW
andere
Ergebnisse
26
Substratverwertung und Störstoffproblemen sowie Änderungen des EEG hinsichtlich der Vergütung
bestimmter Substrate zu begegnen.
Abbildung 13: Beweggründe zur Durchführung von Repoweringmaßnahmen [11]
Deutlich wird, dass die Steigerung des Wirkungsgrades wesentlicher Grund für den Austausch von Alt-
BHKW und Leistungserhöhungen von BHKW darstellt. Diese machen zusammen rund 63 % der
durchgeführten Maßnahmen aus, die hinsichtlich einer angestrebten Wirkungsgradsteigerung
durchgeführt wurden (vgl. Abbildung 13). Vor dem Hintergrund, die Akzeptanz der Biogasanlage zu
steigern, erfolgte in rund 55 % der Fälle eine Erschließung der externen Wärmenutzung für die
verfügbare Abwärme des BHKW. Um die Verwertung schwieriger Substrate zu verbessern wurden von
den Anlagenbetreibern vielfach Maßnahmen zur Substrataufbereitung bzw.
Substrataufschlussverfahren umgesetzt. In Hinblick auf die Erschließung neuer Absatzwege erfolgte
vorrangig der Ausbau der externen Wärmenutzung.
Die am häufigsten realisierten Maßnahmen werden in Hinblick auf die benannten Beweggründe
detaillierter ausgewertet. Der Ausbau und die Erschließung der externen Wärmenutzung erfolgte in den
meisten Fällen aus der Motivation heraus, die Akzeptanz der Biogasanlage zu steigern und neue
Absatzwege zu erschließen (vgl. Abbildung 14). Rund 43 % der Betreiber gaben dabei an, dass eine
Erweiterung der Wärmenutzung durchgeführt wurde, um die Akzeptanz der Biogasanlage zu steigern.
Änderungen der EEG-Vergütung und eine angestrebte Wirkungsgradsteigerung sind nach Angaben der
Betreiber nur untergeordnete Gründe für den Ausbau der Wärmenutzung.
68
48
86
134
24
62
74
85
131
30
53
59
90
161
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Andere Beweggründe
ReduzierungArbeitsaufwand
neue Absatzwege
Akzeptanz
Störstoffe/Schwierigkeiten
ÄnderungEEG-Vergütung
Vermeidunghoher Kosten
ErhöhungSubstratdurchsatz
verbesserteSubstratausnutzung
Verwertungschwieriger Substrate
VerringerungEigenverbrauch
VerringerungVerschleiß
ReduzierungEmissionen
Wirkungsgrad-steigerung
Än
der
un
gd
er S
ub
stra
teEr
hö
hu
ng
Gas
ertr
agA
np
assu
ng
d.
tech
n. A
uss
tatt
un
g
Anzahl der Nennungen n=241
Substratänderung
Substrataufbereitung
Erhöhung Gärvolumen
Abdeckung GRL
Ersatz Alt-BHKW
Erhöhung PN,BHKW
Satelliten-BHKW
Ausbau Wärme
andere Maßnahmen
Summe
Ergebnisse
27
Abbildung 14: Verteilung der Beweggründe zur Durchführung ausgewählter Repoweringmaßnahmen [11]
Eine Erhöhung der BHKW-Leistung und der Ersatz/ Austausch von Alt-BHKW erfolgen aus sehr
ähnlichen Gründen (vgl. Abbildung 14). Dabei werden viele verschiedene Gründe als Motivation
benannt. Rund 33 % der Betreiber gaben an, dass die Leistungserhöhung des BHKW oder ein
Austausch des BHKW erfolgte, um den Wirkungsgrad der Anlage zu steigern. Ein erhöhter
Substratdurchsatz und die damit einhergehende gesteigerte Gasausbeute waren Anlass für 12 % der
durchgeführten BHKW-Leistungserhöhungen. Für rund 11 % der Betreiber stellte eine veränderte EEG-
Vergütung die Motivation zur Leistungserhöhung der Anlage dar. Ein Austausch von Alt-BHKW erfolgte
neben einer angestrebten Wirkungsgradsteigerung gleichermaßen aus der Motivation heraus den
Verschleiß und Emissionen der Anlage zu reduzieren.
Eine gasdichte Abdeckung des Gärrestlagers wurde in den meisten Fällen nachgerüstet, um die
Emissionen zu reduzieren und eine verbesserte Substratausnutzung zur erzielen (vgl. Abbildung 14).
Die Steigerung der Akzeptanz der Biogasanlage war Anlass für rund 8 % der Nachrüstungen zu einer
gasdichten Gärrestlagerabdeckung. Weiterhin wurden vor dem Hintergrund einer angestrebten
Wirkungsgradsteigerung und einer Erhöhung des Substratdurchsatzes gasdichte Gärrestlagerab-
deckungen nachgerüstet. Andere Beweggründe spielen nur eine sehr untergeordnete Rolle.
Optimierungsbedarf 3.1.4
Hinsichtlich des weiteren Optimierungsbedarfs der Biogasanlagen gaben 138 Anlagenbetreiber an,
dass an der Biogasanlage, auch nach Durchführung von Maßnahmen zur Anlagenerweiterung und
Effizienzsteigerung, weiterer Optimierungsbedarf besteht. 103 Anlagenbetreiber haben diesbezüglich
keine Angaben vorgenommen. Im Mittel gaben die Betreiber an, in vier Bereichen Optimierungsbedarf
zu sehen. Eine Differenzierung nach Leistungsklassen zeigt, dass für Anlagen im Leistungsbereich
> 1.000 kW elektrischer Nennleistung durchschnittlich deutlich mehr Bereiche mit Optimierungsbedarf
benannt werden als in den anderen Leistungsklassen. Während Anlagenbetreiber im Leistungsbereich
151 – 500 kWel im Mittel nur knapp vier Optimierungsbereiche anführen, sehen Anlagenbetreiber im
Leistungsbereich > 1.000 kWel Nennleistung im Mittel etwa acht Optimierungsbereiche.
0% 20% 40% 60% 80% 100%
gasdichte AbdeckungGärrestlager
Ersatz/Austausch von Alt-BHKW
Erhöhung BHKW-Leistung
Ausbau Wärmenutzung
relativer Anteil n=241
Vermeidung hoher Kosten
Änderung EEG-Vergütung
Erhöhung Substratdurchsatz
verbesserte Substratausnutzung
Reduzierung Arbeitsaufwand
Verringerung Verschleiß
Wirkungsgradsteigerung
Verringerung Eigenverbrauch
Reduzierung Emissionen
Akzeptanz
neue Absatzwege
andere
Ergebnisse
28
Hinsichtlich der einzelnen Bereiche, für welche die Betreiber gegenwärtig Optimierungsbedarf sehen,
zeigt sich, dass die Mehrheit der Anlagenbetreiber eine verbesserte Substratausnutzung anstrebt. In
Abbildung 15 sind die Rückmeldungen zum bestehenden Optimierungsbedarf hinsichtlich der
dargestellten Verbesserungsbereiche dargestellt (Rückläufe der Betreiberbefragung, n = 138).
Mehrfachnennungen zum Optimierungsbedarf waren dabei möglich.
Abbildung 15: Häufigkeit der Art des Optimierungsbedarfs, absolute Anzahl der Nennungen und relative Häufigkeit bezogen
auf die Stichprobe n = 138 (Mehrfachnennungen möglich) [11]
Rund 53 % der Anlagenbetreiber gaben an, dass hinsichtlich der Substratausnutzung
Optimierungsbedarf besteht. Zudem ist nach Angaben der Betreiber bei jeweils mehr als 40 % der
Anlagen eine Steigerung des Wirkungsgrades der Anlage, eine Verringerung des Eigenverbrauchs sowie
die Vermeidung hoher Substratbereitstellungskosten anzustreben. Die Reduzierung der Emissionen der
Anlage wird dagegen nur von rund 18 % der Betreiber als Optimierungsbereich benannt. Weitere
Aspekte, wie z.B. eine Erhöhung des Substratdurchsatzes, Anpassungen der Anlage aufgrund von
Änderungen des EEG, Änderung des Substrateinsatzes aufgrund hoher Störstoffgehalte oder die
Verbesserung der Wirtschaftlichkeit werden nur vereinzelt als verbesserungsbedürftig benannt. Diese
sind in Abbildung 15 unter „andere“ zusammengefasst.
Eine Differenzierung der Art des Optimierungsbedarfs nach Größenklassen ist in Abbildung 16
dargestellt. Die Graphik bezieht sich auf den Anteil der Biogasanlagen in der jeweiligen Größenklasse,
für die im jeweiligen Bereich Optimierungsbedarf besteht. Die Größenklassen > 1.000 kW elektrischer
Nennleistung findet dabei aufgrund der geringen Rücklaufzahl (n = 3) keine Berücksichtigung.
36,2%18,1%
26,1%
26,1%
26,8%
29,0%
32,6%
40,6%
44,2%
48,6%
52,9%
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
andere
Reduzierung Emissionen
neue Absatzwege
Steigerung Akzeptanz
Verwertung schwieriger Substrate
Reduzierung Arbeitsaufwand
Verringerung Verschleiß
Vermeidung hoher Kosten
Verringerung Eigenverbrauch
Wirkungsgradsteigerung
verbesserte Substratausnutzung
absolute Häufigkeit [Anzahl ]n=138
Ergebnisse
29
Abbildung 16: Relative Häufigkeit der Art des Optimierungsbedarfs nach Größenklassen bezogen auf die Stichprobe der
Größenklasse (gesamt n = 134, Mehrfachnennungen möglich) [11]
Im Leistungsbereich ≤ 70 kWel sehen mehr als die Hälfte der Anlagenbetreiber
Optimierungsbedarf hinsichtlich der Wirkungsgradsteigerung der Anlage und Verringerung des
Verschleißes bzw. längere Standzeiten der Aggregate. Zudem werden in diesem
Leistungsbereich unter der Kategorie „andere“ vordergründig Verbesserungspotenzial beim
Substratinput aufgrund hoher Störstoffgehalte und Verwertungsschwierigkeiten in der
Biogasanlage sowie Optimierungsbedarf hinsichtlich der Erhöhung des Substratdurchsatzes
und Gasertrags benannt.
Für Biogasanlagen mit einer elektrischen Nennleistung zwischen 71 und 150 kWel besteht nach
Angaben der Betreiber bei mehr als 50 % der Anlagen Optimierungspotenzial hinsichtlich der
Substratausnutzung und einer Anpassung der technischen Ausstattung zur Verringerung des
Eigenverbrauchs.
Im Leistungsbereich 500 - 1.000 kWel und > 1.000 kWel werden zahlreiche Aspekte benannt,
die aus Sicht der Betreiber zu optimieren sind. Dabei sind jedoch keine Optimierungsbedarfe
herauszustellen, die besonders häufig benannt werden. Hier wird eher gleichverteilt über alle
Bereiche Verbesserungspotenzial gesehen.
Zusammenfassend sind eher im kleinen Leistungsbereich < 150 kWel Anlagenleistung Optimierungs-
bedarfe deutlich herauszustellen, während für Anlagen im mittleren Leistungsbereich für zahlreiche
verschiedene Bereiche Optimierungsbedarf benannt wird. Deutlich wird, dass die Erschließung neuer
Absatzmöglichkeiten, die Steigerung der Akzeptanz der Biogasanlage und die Reduzierung von
Emissionen für die Anlagenbetreiber aller Größenklassen eine untergeordnete Rolle spielen.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
andere
Reduzierung Emissionen
neue Absatzwege
Steigerung Akzeptanz
Verwertung schwieriger Substrate
Reduzierung Arbeitsaufwand
Verringerung Verschleiß
Vermeidung hoher Kosten
Verringerung Eigenverbrauch
Wirkungsgradsteigerung
Substratausnutzung
Häufigkeit, Anteil an Nennungen [%] n=135
≤ 70 kWel
71 - 150 kWel
151 - 500 kWel
500 - 1000 kWel
Ergebnisse
30
3.2 Energetische Bilanzierung
Biogasanlage 01 3.2.1
Kurzbeschreibung der Anlage
Die Biogasanlage wurde im Jahr 2003 mit einer elektrischen Nennleistung von 330 kW in Betrieb
genommen. Im ursprünglichen Zustand verfügte sie über eine Anmaischgrube, einen Hauptfermenter
(2.000 m3) und einen unbeheizten Nachgärer (2.800 m3) mit einem 1.400 m3 fassenden Gasspeicher.
Die angebunden Gärrestlager sind offen ausgeführt. Die Anlage steht auf dem Betriebsgelände einer
Milchviehhaltung, die als Substratlieferant und Wärmeabnehmer fungiert. Darüber hinaus wird Wärme
an externe Abnehmer im benachbarten Ort abgegeben. Im Jahr 2011 wurden umfangreiche technische
Modifikationen vorgenommen. Unter anderem wurden zur Substrataufbereitung ein Lochscheiben-
zerkleinerer und eine elektrokinetische Desintegrationseinheit installiert. Die Tauchmotorrührwerke in
der Anmaischgrube wurden durch ein Zentralrührwerk ersetzt. Hervorzuheben sind besonders der
Zubau einer Hydrolyse mit 550 m3 Nettovolumen und der Ersatz des bestehenden BHKW durch ein
neues mit einer elektrischen Nennleistung von 526 kW. Zunächst wurde dieses bis Anfang 2012 mit
einer maximalen elektrischen Leistung von 499 kW betrieben. Im Jahr 2014 wurde eine weitere
Steigerung der elektrischen Nennleistung auf 549 kW vorgenommen.
Der Betrieb der Anlage ist für alle Substrate der Einsatzstoffvergütungsklasse I gemäß EEG 2012
genehmigt. Rindergülle und -mist werden aus dem eigenen Milchviehbetrieb bezogen. Diese stellen
rund 80 Masse-% der zugeführten Substratmenge dar. Diese werden zum Teil mit Niederschlags- und
Reinigungswasser verdünnt. Weitere 20 Massen-% werden als Mais (Siloabdecke), Getreide (Roggen),
Kartoffeln, Zwiebeln, Zuckerrüben oder Anwelksilage sowie Futterreste in wechselnden Anteilen und
Mengen der Biogasanlage zugeführt. Die Substrateinbringung erfolgt vollständig über die Vorgrube.
Gülle wird über eine Leitung in die Vorgrube gepumpt. Feste Einsatzstoffe werden über einen
Feststoffdosierer mit nachgeschaltetem Schlegelhäcksler (20 kW elektrische Nennleistung) in die
Vorgrube dosiert.
Historie der Repoweringmaßnahmen
2003 Inbetriebnahme
2003 - 2011 Umstellung der Rührwerkantriebstechnik auf Frequenzumrichterbetrieb
(bei Betrieb mit 50 Hz wurde „Bugwelle“ im Fermenter hervorgerufen, spätere 47 Hz
ergaben ruhigeren Fermenterrührbetrieb)
Umbau der Vorgrube: Ersatz des TMR durch zentrales Rührwerk
Inbetriebnahme eines Zerkleinerungsaggregates „RotaCut“
01/2011 Inbetriebnahme des elektrokinetischen Desintegrationsaggregates „BioCrack“
04/2011 Inbetriebnahme eines dem Hauptgärer vorangeschalteten Hydrolysereaktors
05/2011 Inbetriebnahme eines neuen BHKW mit zunächst 499 kW elektrischer Leistung
(26. Mai 2011)
Ab 2011 Stete Erhöhung der Nutzwärmeabgabe in ein bestehendes Nahwärmenetz
Ergebnisse
31
01/2012 Leistungssteigerung auf 526 kW elektrischer Leistung durch BHKW-
Einstellungsänderung
2012 Installation Biogas-Heizöl-Kombi-Heizkessel für redundante Wärmeversorgung bei
BHKW-Havariefall
04 -05/2013 Sanierung des Nachgärers (Harzanstrich und Gasspeicherfolie erneuert)
2014 weitere Leistungssteigerung auf 549 kW elektrischer Leistung durch BHKW-
Einstellungsänderung
Maßnahmen, Beweggründe und Erfolgseinschätzung des Betreibers
Die in Tabelle 8 dargestellten Maßnahmen sowie die angegebenen Gründe und Einschätzungen stellen
subjektive Aussagen des Anlagenbetreibers dar. Diese wurden im Rahmen der Betreiberbefragung
(Kapitel 3.1) ohne Vorgabe von Bewertungsmaßstäben erhoben.
Tabelle 8: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 01
Maßnahmen Motivation Erfolgseinschätzung
Erhöhung BHKW-Leistung
(2011, 2012)
Keine Angabe Verbesserte Wirtschaftlichkeit
ohne Auswirkung auf Verringerung von
Emissionen
Erhöhte Effizienz der Anlage
Ersatz/ Austausch von Alt-
BHKW (2011)
Anpassung der technischen
Ausstattung zur
Wirkungsgradsteigerung
und zur Verringerung des
Eigenverbrauchs
Verbesserte Wirtschaftlichkeit
ohne Auswirkung auf Verringerung von
Emissionen
Erhöhte Effizienz der Anlage
Erhöhung
Fermentationsvolumen
(2011)
Erzielung eines höheren
Gasertrages durch
Erhöhung des
Substratdurchsatzes
Verbesserte Wirtschaftlichkeit
ohne Auswirkung auf Verringerung von
Emissionen
Erhöhte Effizienz der Anlage
Ausbau Wärmenutzung Keine Angabe Verbesserte Wirtschaftlichkeit
Verringerte Emissionen
keine Auswirkung auf die Anlageneffizienz
Substrataufbereitung/
-aufschlussverfahren
(2011)
Erzielung eines höheren
Gasertrages durch
verbesserte
Substratausnutzung
Verbesserte Wirtschaftlichkeit
ohne Auswirkung auf Verringerung von
Emissionen
Erhöhte Effizienz der Anlage
Klares Ziel ist die Leistungssteigerung der Anlage durch einen erhöhten Substratdurchsatz. Hierfür
wurden gezielt Aufbereitungsaggregate installiert und der biologische Prozess um eine Hydrolysestufe
erweitert. Die Leistungssteigerung erfolgte 2011 im Zuge des regulären Ersatzes des BHKW nach ca. 8
Jahren Betrieb. 2011 erfolgte ein konzertierter Anlagenumbau. Im Winter 2012/2013 wurden weitere
Erweiterungs- (sekundäre Biogasnutzung per Gaskessel) und Sanierungsarbeiten (Nachgärer)
durchgeführt, die vom Betreiber nicht direkt als Repoweringmaßnahme gewertet wurden.
Ergebnisse
32
Eingangsdaten und Ergebnisse
Der betrachtete Zeitraum umfasst die Betriebsjahre 2010 bis 2013. Hierbei stellen 2010 und 2013 die
Jahre vor und nach den betrachteten Umbaumaßnahmen dar. Die in Tabelle 9 ausgewiesene
Substratleistung wurde zum einen auf den Gesamtenergieinhalt der zugeführten Trockensubstanz und
zum anderen auf den vergärbaren Anteil (FoTS) bezogen und entsprechend indiziert. Gleiches gilt für
die Ergebnisdarstellung der Kapazitätszahl sowie der Energieausbeuten und Nutzungsgrade auf Brutto-,
Netto- und Nutzenergieebene.
Tabelle 9: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 01
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3 Betriebsjahr 4
2010 2011 2012 2013
𝑃𝑁 [kW] 330 (330) 499 (499) 526 526
𝑄�̇� [kW] 392 (392) 500 (500) 519 519
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 1.684 / 911 1.961 / 1.115 2.392 / 1.399 2.261 / 1.300
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 3.849 4.706 6.747 5.553
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 16.615 17.352 18.441 18.878
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 6.324.720 7.787.280 9.145.056 9.154.200
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 2.612.500 3.304.457 4.226.934 4.047.195
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 2.397.662 3.049.111 3.940.484 3.750.678
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.103.333 3.475.816 4.176.269 3.993.335
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 2.453.133 2.867.016 3.514.069 3.273.575
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 577.190 528.130 715.870 842.120
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,43 / 0,79 0,45 / 0,80 0,44 / 0,74 0,46 / 0,80
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,90 0,87 0,92 0,88
�̅�𝒃𝒓𝒖𝒕𝒕𝒐 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,388 / 0,717 0,395 / 0,694 0,400 / 0,684 0,406 / 0,706
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,43 / 0,79 0,45 / 0,80 0,44 / 0,74 0,46 / 0,80
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,77 0,76 0,82 0,77
�̅�𝒏𝒆𝒕𝒕𝒐 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,329 / 0,608 0,344 / 0,606 0,355 / 0,607 0,355 / 0,617
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,43 / 0,79 0,45 / 0,80 0,44 / 0,74 0,46 / 0,80
𝑛𝐴 [-] 0,47 0,46 0,51 0,50
�̅�𝑩𝑮𝑨 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,202 / 0,373 0,208 / 0,366 0,222 / 0,379 0,232 / 0,403
Umfangreiche Repoweringmaßnahmen fanden in den Jahren 2011 und 2012 statt. Zur Darstellung der
Auswirkungen des Repowering werden die Jahre 2010 und 2013 herangezogen, trotz der in 2013
stattgefundenen Sanierung des Nachgärers. Der Substratdurchsatz steigt im Vergleich der Jahre 2010
und 2013 um 19 % (+ 14 % Exkremente, + 44 % NawaRo). Die zugeführte Substratleistung steigt von
1.684 auf 2.261 kW, was einem Anstieg um 34 % bedeutet. Der vergärbare Anteil (FoTS) der
Ergebnisse
33
zugeführten Substrate steigt sogar um 43 % von 911 kW auf 1.300 kW. Der unterschiedliche Anstieg
der TS- und FoTS-bezogenen Substratleistungen kann durch die vermehrte Zugabe von NawaRo erklärt
werden, die nach Weißbach [4], [8] einen deutlich höheren Fermentationsquotienten aufweisen als
Exkremente.
Betrachtet man die produzierte Bruttostrommenge beider Vergleichsjahre, so unterliegt diese einer
Steigerung von 55 % bezogen auf das Jahr 2010. Die Bruttowärmemenge erhöht sich um 29 %. Der
unterschiedliche Anstieg beider Energien kann mit den differierenden Leistungszahlen der beiden
BHKW erklärt werden. Werden beide Bruttoenergiemengen addiert, so errechnet sich daraus ein
mittlerer Anstieg um 41 % gegenüber dem Jahr 2010, der in etwa der Steigerung der zugeführten FoTS
entspricht (+43 %). Die sich nur geringfügig unterscheidenden Anstiege der zugeführten
Substratleistung und installierter Nennleistungen der Gasverwertung lassen sich auch anhand der
beinahe unveränderten Kapazitätszahlen der Jahre 2010 und 2013 erkennen, die das Verhältnis der
installierten Leistungen der Gasverwertung zur eingesetzten Substratleistung beschreiben. Die mittlere
Raumbelastung und die theoretische hydraulische Verweilzeit bleiben durch die zur
Durchsatzsteigerung zeitgleich durchgeführte Erhöhung des Fermentationsvolumens nahezu
unverändert. Eine verbesserte Substratausnutzung wie vom Betreiber erhofft, kann aber nicht
konstatiert werden. Einschränkend muss hierbei erwähnt werden, dass die Bruttoarbeitsausnutzung
nicht ausschließlich vom Betrieb der Gasproduktion, sondern auch vom Betrieb der Gasverwertung
abhängig ist. In allen betrachteten Jahren lag die Bruttoarbeitsausnutzung relativ konstant bei 0,87 -
0,92, was vermuten lässt, dass die Repoweringmaßnahmen mit nur geringen Betriebsunterbrechungen
umgesetzt wurden.
Ergebnisse
34
Abbildung 17: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 01 für die
Betriebsjahre 2010-2013
Der TS-bezogene Brennstoffausnutzungsgrad auf Nutzenergieebene beträgt 0,202 bis 0,232 mit
ansteigender Tendenz über die betrachteten Betriebsjahre (relative Änderung von + 15 % im Jahr 2013
gegenüber 2010). Dies liegt maßgeblich an einer Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades des
Ersatz-BHKW, einem prozentual geringeren Eigenenergiebedarf der Biogasanlage durch die Steigerung
der Energieausbeute und am anteilig höheren NawaRo-Einsatz. Klammert man den Substrateinfluss
durch den Bezug auf die FoTS-bezogene Substratleistung aus, steigt der Brennstoffausnutzungsgrad
relativ um ca. 8 % von 0,373 (2010) auf 0,403 (2013). Die Differenz zwischen TS- und FoTS-
bezogenem Brennstoffausnutzungsgrad verdeutlichet den enormen Einfluss der unterschiedlichen
Abbaubarkeiten der eingesetzten Substrate. Der Ausbau der Wärmenutzung trägt nur geringfügig zur
Steigerung des Brennstoffausnutzungsgrades bei, da die extern verwertete Nutzwärmemenge sich im
Vergleich zur produzierten Wärmemenge immer noch auf einem niedrigen Niveau bewegt. Würde die
gesamte zur Verfügung stehende Nettowärmemenge genutzt, stiege der Brennstoffausnutzungsgrad
auf 0,355 TS-bezogen, bzw. auf 0,617 bei FoTS-Bezug.
Der Ersatz des Alt-BHKW und die damit verbundene Leistungssteigerung haben zur gewünschten
Effizienzsteigerung der Biogasanlage beigetragen. Diese beruht maßgeblich auf einem erhöhten
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Arb
eit
sau
sn
utz
un
g
[-]
Kapazitätszahl [-]
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
20
10
20
12
20
11
20
13
20
11
20
12
20
13
20
10
Ergebnisse
35
elektrischen Wirkungsgrad sowie auf einer Verringerung des spezifischen Eigenbedarfes der
Biogasanlage trotz des Zubaus von Aufbereitungs- und Durchmischungsaggregaten. Der Ausbau der
Wärmenutzung trägt aufgrund der geringen Erhöhung des zudeckenden Bedarfes nur marginal zur
Effizienzsteigerung bei. Ein effektiverer Substratumsatz durch den Einbau von zusätzlichen
Aufbereitungsaggregaten kann auf Basis der energetischen Kenngrößen der Raumbelastung und der
theoretischen hydraulischen Verweilzeit nicht bescheinigt werden. Hierfür wären zusätzliche
Betrachtungen zur Kinetik des biologischen Prozesses notwendig.
Biogasanlage 02 3.2.2
Kurzbeschreibung der Anlage
Der Kontakt zur Biogasanlage 02 entstand durch direkte Ansprache des Anlagenbetreibers und wurde
nicht anhand der Betreiberumfrage in das Vorhaben aufgenommen. Die Biogasanlage verfügt über vier
Gärstrecken. Je zwei Gärstrecken sind hierbei baugleich ausgeführt und bilden jeweils eine
Biogasanlage nach dem Anlagenbegriff des EEG. Im Folgenden werden diese als Anlage 1 und Anlage 2
bezeichnet, die jede für sich aus 2 Gärlinien bestehen. Die Inbetriebnahme von Anlage 1 erfolgte im
Jahr 2005, die von Anlage 2 im Jahr 2006. Die beiden Gärlinien von Anlage 1 umfassen je einen
Fermenter, einen Nachgärer sowie ein gasdicht abgedecktes Gärrestlager. Anlage 2 verfügt über zwei
Gärlinien mit je einem Fermenter, einem Nachgärer und zwei gasdicht abgedeckten Gärrestlagern.
Jede Linie verfügt über einen Feststoffdosierer. Die Konversion des produzierten Biogases geschieht in
Anlage 1 in zwei BHKW mit installierten elektrischen Leistungen von 600 sowie 1.000 kW. Anlage 2 ist
mit einem BHKW mit elektrischer Nennleistung von 1.703 kW ausgestattet. Ein technischer Umbau der
Anlage im Sinne eines Repowering fand nicht statt. Aufgrund biologischer Probleme und
Schwierigkeiten bei der Durchmischung der hochbelasteten ersten Stufe wurde ab März 2011 ein
Kombipräparat, bestehend aus Eisen-II-Chlorid und Spurenelementen der Biogasproduktion
beigegeben.
Die energetische Bilanzierung wird exemplarisch für die Anlage 2 der Biogasanlage 02 durchgeführt.
Dies beruht auf dem stabileren Betrieb und der höheren Auslastung des dortigen BHKW (1.703 kW
elektrische Nennleistung). Grund ist eine Art Vorrangschaltung der insgesamt drei
Verstromungsaggregate. Bei abnehmender Biogasproduktion wird das BHKW der Anlage 2 vornehmlich
bedient. Die gleichmäßige Gasverwertung soll im Rahmen der energetischen Bilanzierung den Fokus
auf den Einfluss des Kombipräparates auf den biologischen Prozess freigeben.
Die eingesetzten Substrate bestehen aus Schweinegülle (ca. 60 Masse-%), Hühnermist, Rindergülle,
Maissilage, Getreidekorn und ab 2012 auch Getreide-Ganzpflanzensilage. Im Durchschnitt liegt der
Anteil der eingesetzten Exkremente zwischen 72 und 80 Masse-%. Ab 2012 wird zunehmend
Maissilage gefüttert wurde (von ca. 720 t/Monat in 2010 auf ca. 1.300 t/Monat in 2012). Im Gegenzug
nimmt die Menge an Getreidekorn kontinuierlich ab und wurde ab Oktober 2012 gar nicht mehr
eingesetzt. Insgesamt nahm die zugeführte Substratmenge jährlich von ca. 50.000 t (2010) auf rund
60.000 t (2012) zu.
Ergebnisse
36
Maßnahmen, Beweggründe und Erfolgseinschätzung des Betreibers
Die Motivation des Anlagenbetreibers zum Einsatz des Kombipräparates lag in einem relativ instabilen
Gärprozess. Es kam häufig zu einer heterogenen Gärmasse im Fermenter mit großen
Schwimmschichten, was wiederum zu langen Rührzeiten und einem höheren Eigenstrombedarf und
Verschleiß führte. Mit dem Einsatz des Kombipräparates ab März 2011 verbesserte sich die Situation
nach Meinung des Anlagenbetreibers deutlich.
Eingangsdaten und Ergebnisse
In Tabelle 10 werden die Betriebsjahre 2010 bis 2012 gegenübergestellt. Es wird unterstellt, dass die
Zugabe des Kombipräparates zu einer allmählichen Anpassung des Prozesses im Jahr 2011 führt. Es
werden maßgeblich die Jahre 2010 und 2012 als Vor- und Nachfolgejahr der Repoweringmaßnahme
verglichen.
Tabelle 10: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 02
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3
2010 2011 2012
𝑃𝑁 [kW] 1.703 1.703 1.703
𝑄�̇� [kW] 1.723 1.723 1.723
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 6.040 / 4.160 5.442 / 3.484 6.414 / 4.032
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 38.050 43.998 43.388
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 11.928 11.493 16.858
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 30.011.760 30.011.760 30.093.984
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 12.793.770 11.455.290 12.910.590
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 11.273.327 10.011.045 11.577.914
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 11.227.600 10.030.765 10.909.600
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 9.680.995 8.984.090 9.481.378
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 9.680.995 8.984.090 9.481.378
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,567 / 0,824 0,629 / 0,983 0,534 / 0,850
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,800 0,716 0,792
�̅�𝒃𝒓𝒖𝒕𝒕𝒐 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,454 / 0,659 0,451 / 0,704 0,423 / 0,673
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,567 / 0,824 0,629 / 0,983 0,534 / 0,850
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,698 0,633 0,700
�̅�𝒏𝒆𝒕𝒕𝒐 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,396 / 0,575 0,398 / 0,622 0,374 / 0,595
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,567 / 0,824 0,629 / 0,983 0,534 / 0,850
𝑛𝐴 [-] 0,698 0,633 0,700
�̅�𝑩𝑮𝑨 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,396 / 0,575 0,398 / 0,622 0,374 / 0,595
Ergebnisse
37
Obwohl die Einsatzstoffmenge von Jahr zu Jahr steigt (vgl. Tabelle 10), sinkt zunächst die
Substratleistung von 2010 zu 2011. Dies liegt daran, dass im Jahr 2011 Getreide und Hühnermist mit
hohen TS-Gehalten und hohen frischmassebezogenen Brennwerten reduziert und der Gülleeinsatz
erhöht wurde. Im Jahr 2012 wird verstärkt Mais und GPS eingesetzt, was die allmähliche Herausnahme
von Getreide aus dem Substratmix in Menge und zugeführter Energie überkompensiert. Somit
übersteigt die zugeführte Substratleistung im Jahr 2012 den Wert von 2010 um rund 6 %, wohingegen
die FoTS-bezogene Substratleistung knapp unter dem Niveau von 2010 verbleibt (- 3 %). Die
differierenden Anstiege der TS- und FoTS-bezogenen Substratleistungen lassen sich wiederum mit den
substratspezifischen Fermentationsquotienten begründen. Somit erhöht sich im Vergleich der Jahre
2012 zu 2010 vor allem der Massendurchsatz der Anlage, bei leicht verminderter Energiezufuhr in
Form von tatsächlich fermentierbarer organischer Trockensubstanz.
Die produzierten Bruttoenergiemengen des Jahres 2012 bleiben nahezu konstant im Vergleich zu 2010
(ca. - 1 %). Der Eigenstrombedarf sank absolut um ca. 12 % von 1.520 MWh (2010) auf 1.333 MWh
(2012), sodass ein leichter Anstieg um 0,5 % in der resultierenden Nettostrommenge zu verzeichnen
ist, trotz eines höheren Substratdurchsatzes. Da keine weiteren baulichen Einrichtungen oder
betrieblichen Abläufe im Betrachtungszeitraum geändert wurden und eine relativ konstante
Bruttostromproduktion zu verzeichnen ist, liegt der Schluss nahe, dass die erzielte Einsparung an
Prozessstrombedarf dem Zusatz des Kombipräparates zum Gärprozess zugerechnet werden kann.
Unterstützen würden dies die Aussagen und Analysen des Anlagenbetreibers, wonach das nun
homogenere Gärgemisch zu einer Reduzierung des Gehaltes organischer Säuren und von Rührzeiten im
Fermenter geführt hat. Allerdings hat sich im gleichen Zeitraum der TS-Gehalt des Substratgemisches
von 21,5 % auf 19,1 % reduziert, was ebenso zu einem reduzierten Durchmischungsaufwand im
Fermenter führt. Es kann kein eindeutiger Bezug zwischen der Verringerung des Eigenstrombedarfs und
der Wirkung des Kombipräparates hergestellt werden.
Eine Besonderheit der Anlage ist die 100 % Nutzung der Nettowärmemenge. Diese wird an den
benachbarten Schweinezuchtbetrieb abgegeben. Durch die ebenfalls 100 %-ige Einspeisung der
Nettostrommenge in das Stromnetz entfällt die Unterscheidung zwischen Netto- und Nutzebene. Beide
Energiemengen sind gleich. Dies wird auch in der Abbildung 18, durch die sich überlagernden Kreuze
und Quadrate der Nutz- und Nettoenergieausbeuten der bilanzierten Jahre, deutlich.
Ergebnisse
38
Abbildung 18: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 02 für die
Betriebsjahre 2010-2012
Auffällig sind die relativ geringen Bruttoenergieausbeuten, die sich in den Jahren 2010 und 2012 um
den Wert 0,8 und im Jahr 2011 bei 0,72 bewegen. Zeitgleich sind relativ hohe Kapazitätszahlen zu
verzeichnen. Die FoTS-basierenden Kapazitätszahlen belaufen sich auf 0,824 und 0,850 für die Jahre
2010 und 2012. Im Jahr 2011 bewegt sich die Kapazitätszahl im Bereich von 0,983. Eine niedrige
Arbeitsausnutzung bei zeitgleich hoher Kapazitätszahl ist typisch für überbaute Biogasanlagen zur
flexiblen Stromerzeugung oder für Anlagen, die im Vergleich zur installierten Feuerungswärmeleistung
des Konversionsaggregates, eine zu geringe Substratleistung zuführen. Die theoretische,
brennwertbasierte Feuerungswärmeleistung des BHKW mit 1.703 kW elektrischer Nennleistung liegt
mit einem elektrischen Wirkungsgrad i. H. v. 41 % (Herstellerangabe) bei ca. 4.600 kW. Aus Tabelle 10
wird ersichtlich, dass über den gesamten Betrachtungszeitraum hinweg, eine geringere Substrat-
leistung der Biogasanlage zugeführt wurde, als das BHKW hätte nutzen können (auf Basis der FoTS-
bezogenen Substratleistung). Theoretisch wäre eine höhere Produktion von Biogas und damit Strom
und Wärme möglich gewesen.
Der TS-bezogene Brennstoffausnutzungsgrad liegt in den Jahren 2010 bis 2012 zwischen 0,374
(2012) und 0,398 (2011). Dies kann mit der Änderung des Einsatzstoffgemisches begründet werden.
Dies ist mit einem verstärkten Einsatz von Exkrementen im Jahr 2012 gegenüber 2010 und dem Ersatz
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Arb
eit
sa
us
nu
tzu
ng
[-
]
Kapazitätszahl [-]
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
20
12
20
10
20
11
20
10
20
12
20
11
Ergebnisse
39
von Getreidekorn durch NawaRo mit geringeren Fermentationsquotienten begründbar. Die TS-bezogene
Substratleistung steigt, bei zeitgleich verringerter Zufuhr von fermentierbarer organischer
Trockensubstanz. Somit verringert sich das Verhältnis von installierten Leistungen des BHKW zur
Substratleistung. Die Kapazitätszahl bewegt sich in Richtung Koordinatenursprung, die
Energieausbeute sink.
Bereinigt um den Substrateinfluss steigt der Brennstoffausnutzungsgrad 2012 leicht um 3,4 % bezogen
auf das Jahr 2010. Durch die hohe Wärmenutzung ergibt sich ein sehr guter Wert von 0,595. Die
geringfügige Verbesserung der energetischen Effizienz der Anlage kann nicht ursächlich auf die Zugabe
des Kombipräparates zurückgeführt werden. Zum einen hat sich der Trockensubstanzgehalt des
Substratgemisches im gleichen Zeitraum geändert, zum anderen ist die Effizienzsteigerung nicht
signifikant, sodass weitere, hier nicht untersuchte technische Parameter wie Teillastwirkungsgrad des
BHKW oder Wetter bedingt differierende Wärmebedarfe in das Ergebnis hineinspielen. Trotz alledem
muss der subjektiven Einschätzung des Anlagenbetreibers Rechnung getragen werden, dass das
homogenere Gärgemisch in Jahr 2012 zu einer höheren Prozessstabilität geführt hat, auch wenn dieser
Effekt keine messbare Verbesserung der energetischen Effizienz bewirkt hat.
Biogasanlage 03 3.2.3
Kurzbeschreibung der Anlage
Die Biogasanlage wurde im Jahr 2008 mit einer elektrischen Nennleistung von 526 kW mittels Vor-Ort-
BHKW (Gas-Otto-Motor) in Betrieb genommen. Mit Inbetriebnahme verfügte sie über einen abgesenkten
Feststoff-Annahmedosierer (52 m³) in einer Grube mit Fräswalze, Förderband und Eintragsschnecke in
den ersten Hauptfermenter (1.900 m³). Ein zweiter baugleicher Fermenter schließt sich dem ersten
Fermenter in Reihe an. Die beiden Fermenter sind mit jeweils zwei Rührwerken ausgestattet, wobei im
ersten Fermenter neben einem Langachsrührwerk auch ein Paddelrührwerk zum Einsatz kommt. Der
angebundene Nachgärer (2.300 m³) fungiert zusätzlich zu den Gärrestbehältern zeitweise als
Gärrestlager. Alle drei Behälter sind mit Tragluftdächern und integriertem Gasspeicher (je 900 m³)
ausgeführt. Die Betriebsweise der Biogasanlage ist mesophil. Die Anlage steht auf dem Betriebs-
gelände eines Schweinemast- und Ferkelaufzuchtbetriebes in unmittelbarer Nachbarschaft einer
Rinderzuchtanlage, welche als Substratlieferanten und Wärmeabnehmer für Stallung, Werkstätten und
Sozialgebäude fungieren. Als flüssige Substrate kommen Rindergülle (800 Rinder) und Schweinegülle
aus Ferkelzucht und Schweinemast zum Einsatz und werden zum Teil direkt aus den Vorgruben der
Stallungen zur Biogasanlage gepumpt. Als Feststoffsubstrate werden Maissilage, Zuckerrüben,
kommunaler Grünschnitt und Restfutter eingesetzt.
Im Jahr 2011 wurden ein Satelliten-BHKW mit einer elektrischen Nennleistung von 365 kW
hinzugebaut. Hierfür wurde eine Verdichterstation sowie eine erdverlegte Biogasleitung (3 km) zum
Standort des Satelliten-BHKW errichtet. Die Wärmeabnahme erfolgt durch benachbarte Wohnblöcke
am Standort. Die Anpassung der Betriebsweise der Biogasanlage für den erhöhten Biogasbedarf
erfolgte durch eine sukzessive Steigerung der Substratmengen und über die Anpassung der Laufzeiten
von Rührwerken und Pumpen. Das Pumpregime wird über eine Zentralpumpe realisiert.
Ergebnisse
40
Historie der Repoweringmaßnahmen
2008 Inbetriebnahme
08/2011 Errichtung Verdichterstation an Biogasanlage und Neuverlegung Biogasleitung, Neubau
Wärmeleitung zu Wohnblöcken
12/2011 Inbetriebnahme Satelliten-BHKW mit 365 kW elektrischer Nennleistung (Gas-Otto-Motor)
01/2012 Anpassung der Substratfütterung, Umstellung des Pumpenregimes, Anpassung der
technischen BHKW-Kühlung (Vor-Ort-BHKW) und Aktivkohlefilter
Maßnahmen, Beweggründe und Erfolgseinschätzung des Betreibers
Die in Tabelle 11 dargestellten Maßnahmen sowie die angegebenen Gründe und Einschätzungen
stellen subjektive Aussagen des Anlagenbetreibers dar. Diese wurden im Rahmen der
Betreiberbefragung (Kapitel 3.1) ohne Vorgabe von Bewertungsmaßstäben erhoben.
Tabelle 11: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 03
Maßnahmen Motivation Erfolgseinschätzung
Erhöhung BHKW-Leistung (2011) Erhöhung der Substratausnutzung
und der Wirtschaftlichkeit
Verbesserte Wirtschaftlichkeit
ohne Auswirkung auf
Verringerung von Emissionen
Erhöhte Effizienz der Anlage
Erhöhung Substratmenge (2012) Erzielung eines höheren
Gasertrages durch Erhöhung des
Substratdurchsatzes
Verbesserte Wirtschaftlichkeit
ohne Auswirkung auf
Verringerung von Emissionen
Erhöhte Effizienz der Anlage
Ausbau Wärmenutzung unter
Erweiterung mittels Satelliten-
BHKW
Erhöhung der Wirtschaftlichkeit Verbesserte Wirtschaftlichkeit
Verringerte Emissionen
keine Auswirkung auf die
Anlageneffizienz
Klares Ziel ist die Leistungssteigerung der Anlage durch einen erhöhten Substratdurchsatz. Hierfür
wurde gezielt eine neue Gasverwertungseinrichtung (Satelliten-BHKW) mit verlustarmen Wärmenetz
installiert. Die Leistungssteigerung erfolgte Ende 2011 im Zuge des Zubaus eines BHKW. Im Jahr 2012
erfolgte eine konzertierte Anlagenbetriebsanpassung.
Eingangsdaten und Ergebnisse
Der betrachtete Zeitraum umfasst die Betriebsjahre 2010 bis 2013. Die in Tabelle 12 ausgewiesene
Substratleistung wurde zum einen auf den Gesamtenergieinhalt der zugeführten Trockensubstanz (TS)
und zum anderen auf den vergärbaren Anteil (FoTS) bezogen und entsprechend indiziert. Gleiches gilt
für die Ergebnisdarstellung der Kapazitätszahl sowie der Energieausbeuten und Nutzungsgrade auf
Brutto-, Netto- und Nutzenergieebene.
Ergebnisse
41
Tabelle 12: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 03
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3 Betriebsjahr 4
2010 2011 2012 2013
𝑃𝑁 [kW] 526 526 891 891
𝑄�̇� [kW] 550 550 950 950
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 2.012/ 1.359 2.007/ 1.344 3.269/ 2.342 3.226/ 2.207
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 6.571 6.468 10.191 10.635
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 26.116 26.754 35.771 37.081
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 9.425.760 9.425.760 13.968.144 16.127.160
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.505.000 4.474.700 5.654.652 6.757.855
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.144.600 4.116.724 5.273.307 6.331.784
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.710.551 4.678.869 5.984.060 7.181.359
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 2.983.151 3.241.469 4.599.690 5.995.879
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 1.137.390 893.730 1.510.920 1.876.690
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,53/ 0,79 0,54/0,80 0,49/ 0,68 0,57/ 0,83
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,98 0,97 0,83 0,86
�̅�𝒃𝒓𝒖𝒕𝒕𝒐 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,523/ 0,774 0,521/ 0,778 0,405/ 0,566 0,493/ 0,721
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,53/ 0,79 0,54/ 0,80 0,49/ 0,68 0,57/0,83
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,76 0,78 0,71 0,76
�̅�𝒏𝒆𝒕𝒕𝒐 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,404/ 0,599 0,419/ 0,625 0,344/ 0,480 0,436/ 0,638
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,53/ 0,79 0,54/ 0,80 0,49/ 0,68 0,57/ 0,83
𝑛𝐴 [-] 0,56 0,53 0,49 0,51
�̅�𝑩𝑮𝑨 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,300/ 0,444 0,285/ 0,426 0,236/ 0,330 0,290/ 0,425
Die Repoweringmaßnahmen fanden vorrangig im Jahr 2011 und 2012 statt. Zur Darstellung der
Auswirkungen des Repowering werden die Jahre 2010 und 2013 als Vorläufer- und Nachfolgerjahr der
Maßnahmen herangezogen. Die zugeführte Substratleistung stieg von 2.012 kW auf 3.226 kW, was
einem Anstieg um 60 % bedeutet. Der vergärbare Anteil (FoTS) der zugeführten Substrate steigt im
gleichen Zeitraum um 62 % von 1.395 kW auf 2.207 kW. Der leicht differierende Anstieg der TS- und
FoTS-bezogenen Substratleistungen kann durch die vermehrte Zugabe von NawaRo erklärt werden, die
nach Weißbach einen deutlich höheren Fermentationsquotienten aufweisen als Exkremente.
Betrachtet man die produzierte Bruttostrommenge beider Vergleichsjahre, so unterliegt diese einer
Steigerung um 50 %. Die Bruttowärmemenge erhöht sich um 52 %. Der unterschiedliche Anstieg beider
Energien kann mit den differierenden Leistungszahlen der beiden BHKW erklärt werden. Werden beide
Bruttoenergiemengen addiert, so errechnet sich ein mittlerer Anstieg von 51 % gegenüber dem Jahr
2010, der erheblich unterhalb des Anstiegs der zugeführten FoTS liegt.
Ergebnisse
42
Die FoTS-basierenden Kapazitätszahlen der Jahre 2010 und 2013 unterliegen einer Steigerung um
4 %. Da der Substrateinfluss herausgerechnet ist, kann der Anstieg maßgeblich auf eine effizientere
Gasverwertung zurückgeführt werden. Die Biogasproduktion hingegen verliert an Effizienz, wie oben
gezeigt, da die Durchsatzsteigerung ohne eine Erweiterung des Fermentationsvolumens vollzogen
wurde. Die vom Betreiber durchgeführte Erhöhung des Durchsatzes geht zu Lasten der Effizienz des
biologischen Prozesses. Deutlich wird dies in Abbildung 19, in welcher die FoTS-bezogene
Kapazitätszahl für 2012 einen sehr niedrigen Wert aufgrund der hohen Zufuhr von Substratenergie bei
gegebenen installierten Leistungen annimmt. Zeitgleich sinkt die Bruttoarbeitsausnutzung auf nur
83 %. Auch 2013 konnte die vormals sehr hohe Bruttoarbeitsausnutzung von 0,98 (2010) nicht
erreicht werden und bewegt sich bei rund 0,86. Die Repoweringmaßnahmen konnten nur mit
Unterbrechungen umgesetzt werden und wirken bis 2013 negativ auf die Anlageneffizienz.
Abbildung 19: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 03 für die
Betriebsjahre 2010-2013
Der TS-bezogene Brennstoffausnutzungsgrad auf Nutzenergieebene sinkt leicht von 30 % auf 29 %
(2010 zu 2013). Dies liegt trotz gestiegener Kapazitätszahl maßgeblich an der geringeren
Arbeitsausnutzung der BHKW aufgrund biologischer Probleme in der Gärstufe. Der Ausbau der
Wärmenutzung erfolgte in sehr geringem Umfang. Würde die gesamte zur Verfügung stehende
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Arb
eit
sau
sn
utz
un
g
[-]
Kapazitätszahl [-]
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
20
11
20
12
20
10
20
13
20
12
20
11
20
10
20
13
Ergebnisse
43
Nettowärmemenge genutzt, stiege der Brennstoffausnutzungsgrad auf rund 44 % TS-bezogen, bzw. auf
64 % bei FoTS-Bezug. Die mit dem Zubau des Satelliten-BHKW verbundene Steigerung der
Nennleistungen bei zeitgleicher Erhöhung des Substratdurchsatzes hat nicht zu Effizienzsteigerung der
Biogasanlage beigetragen. Die Durchsatzerhöhung wirkt sich sogar negativ auf die Effizienz der
Gesamtanlage aus. Ein möglicher Ansatz zur Effizienzsteigerung des Anlagenbetriebes wäre eine
Vergrößerung des Gärvolumens um die eingesetzten Substratmengen vollständig umzusetzen.
Weiterhin wäre der Ausbau der Wärmenutzung beider BHKW von Vorteil, um auf Nutzenergieebene eine
höhere Ausbeute zu erzielen.
Biogasanlage 04 3.2.4
Kurzbeschreibung der Anlage
Die BGA ist aus zwei vollständig getrennt nebeneinander errichteten Biogasanlagen (Alt- und
Neuanlage) aufgebaut. Als Substrat dienen vor allem Rindergülle aus dem eigenen Milchviehbetrieb
sowie Maissilage und diverse geringfügige NawaRo-Fraktionen. Die Altanlage hat folgende
Konfiguration: Die Beschickung erfolgt durch ein Gurtband als Dosier- und Vorlageeinrichtung sowie
weiteren Förderschnecken mit direktem Feststoffeintrag in den Hauptfermenter. Die Gülle wird über
eine Vorgrube in eine offene Hydrolyse gespeist und mit Rezirkulat vermengt, erwärmt und dem
Hauptgärbehälter mit Gasspeicherhaube zugeführt. Es sind ausschließlich Tauchmotorrührwerke im
Einsatz. Der Gärrest wird in einer offenen und teilweise gerührten Lagune gelagert. Der Abtransport
erfolgt über Tankwagen. Die Abluft aus der offenen Hydrolyse wird über einen Biofilter nachbehandelt.
Für die Wärmeversorgung der Alt- und Neuanlage wird das erste BHKW (BHKW der Altanlage) als
Überschußeinspeiser mit 526 kW elektrischer Leistung eingesetzt. Die Neuanlage weist folgende
Topologie auf: Zwei parallel betriebene offene Hydrolysebehälter werden über eine Vorgrube mit
Rindergülle gespeist. Zusätzlich wird Rezirkulat eingepumpt und der Feststoff direkt über einen
Teleskoplader in den Arbeitsraum der Hydrolyse eingebracht. Anschließend wird das Gärsubstrat in den
Hauptfermenter mit Paddelrührwerk und Doppelmembrangasspeicherdach eingeleitet. Der gasdicht
abgeschlossene Nachgärer und das Gärrestlager bilden mit den beiden Gasspeichern der Fermenter
das gesamte Gasspeichersystem. Das Rohgas aus der Neuanlage wird in zwei baugleichen BHKW mit je
254 kW installierter elektrischer Leistung verwertet. Als Wärmesenken dienen Arbeits- und
Sozialgebäude auf dem betriebseigenen Gelände sowie eine nahegelegene Unterkunft. Die Vergütung
erfolgt bei der Altanlage nach dem EEG 2004 und bei der Neuanlage nach EEG 2009.
Historie der Repoweringmaßnahmen
09/2005 Inbetriebnahme BHKW Altanlage
11/2011 Anlagenerweiterung um Neuanlage mit Inbetriebnahme
11/2011 Ausbau Wärmenetz
Maßnahmen, Beweggründe und Erfolgseinschätzung des Betreibers
Ergebnisse
44
Die in Tabelle 13 dargestellten Maßnahmen sowie die angegebenen Gründe und Einschätzungen
stellen subjektive Aussagen des Anlagenbetreibers dar. Diese wurden im Rahmen der
Betreiberbefragung (Kapitel 3.1) ohne Vorgabe von Bewertungsmaßstäben erhoben.
Tabelle 13: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 04
Maßnahmen Motivation Erfolgseinschätzung
Ausbau Wärmenutzung durch
Anschluss von Ställen (2011)
k.A. k.A.
Erhöhung installierter elektrischer
Leistung und
Fermentationsvolumen (2011)
durch Zubau der Neuanlage mit
zwei BHKW wurde
Stromeinspeiseleistung und
Arbeitsvolumen erhöht zur
Entlastung der Altanlage,
Reduzierung des Restgaspotentials
und Durchsatzsteigerung
verringerte Emissionen durch
Steigerung der hydraulischen
Verweilzeit sowie Reduzierung des
Restgaspotenziales im GRL
Das Ziel der Maßnahmen ist eine Steigerung der Gasausbeute aus der vorhandenen Substratfraktion
Rindergülle, die Steigerung der Stromeinspeiseleistung und die erweiterte Nutzung der BHKW-
Abwärme. Zu diesem Zweck wurde einerseits das Arbeitsvolumen vergrößert und die Verweilzeit erhöht.
Zum anderen wurde ein Wärmenetz installiert, respektive ausgebaut. Die Maßnahmen erfolgten 2011
im Rahmen eines Anlagenzubaus.
Eingangsdaten und Ergebnisse
Der betrachtete Zeitraum umfasst die Betriebsjahre 2010 bis 2013. Hierbei stellen 2010 und 2013 die
Jahre vor und nach den betrachteten Umbaumaßnahmen dar. Die in Tabelle 14 ausgewiesene
Substratleistung wurde zum einen auf den Gesamtenergieinhalt der zugeführten Trockensubstanz und
zum anderen auf den vergärbaren Anteil (FoTS) bezogen und entsprechend indiziert. Gleiches gilt für
die Ergebnisdarstellung der Kapazitätszahl sowie der Energieausbeuten und Nutzungsgrade auf Brutto-,
Netto- und Nutzenergieebene. Aufgrund fehlender historischer Daten bzgl. der Wärmenutzung wurde
bei der Berechnung eine Wärmenutzung erst ab 2012 unterstellt.
Tabelle 14: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 04
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3
2011 2012 2013
𝑃𝑁 [kW] 526 1030 1030
𝑄�̇� [kW] 560 1208 1208
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 1.928 / 1.224 3.474 / 2.337 3.961 / 2.718
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 5.605 13.604 15.422
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 22.086 24.160 23.429
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 9.513.360 19.658.592 19.604.880
Ergebnisse
45
Fortführung Tabelle 14: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 04
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3
2011 2012 2013
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.228.100 7.372.746 8.339.071
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.878.460 6.769.386 7.659.569
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.501.399 8.646.871 9.780.192
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.373.632 6.700.727 7.588.452
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 0 1.275.430 1.828.420
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,563 / 0,887 0,644 / 0,958 0,565 / 0,823
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,915 0,817 0,924
�̅�𝒃𝒓𝒖𝒕𝒕𝒐 (𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑻𝑺 / 𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑭𝒐𝑻𝑺) [-] 0,515 / 0,812 0,526 / 0,783 0,522 / 0,761
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,563 / 0,887 0,644 / 0,958 0,565 / 0,823
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,760 0,687 0,778
�̅�𝒏𝒆𝒕𝒕𝒐 (𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑻𝑺 / 𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑭𝒐𝑻𝑺) [-] 0,428 / 0,675 0,443 / 0,658 0,439 / 0,640
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,563 / 0,887 0,644 / 0,958 0,565 / 0,823
𝑛𝐴 [-] 0,407 0,410 0,484
�̅�𝑩𝑮𝑨 (𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑻𝑺 / 𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑭𝒐𝑻𝑺) [-] 0,229 / 0,361 0,264 / 0,393 0,273 / 0,398
Die größte Umbaumaßnahme der BGA 04 fand im November 2011 statt. Aufgrund der vorliegenden
Datenlage ist eine Betrachtung der Anlage erst ab Januar 2011 möglich. Somit werden die Jahre 2011
und 2013 zur Darstellung der Repowering-Auswirkung betrachtet. Der Substratdurchsatz ändert sich im
Hinblick auf die flüssige Fraktion (Rindergülle) kaum, da die Gegebenheiten an der betriebseigenen
Stallanlage nicht verändert wurden. Der niedrige Wert von 2011 ist mit dem Anlagenumbau verbunden.
Der Anteil der Feststoffe nimmt mit 15.422 t a-1 für 2013 vergleichsweise stark um 175 % zu, um das
vergrößerte Arbeitsvolumen durch die angepasste Zugabe der Feststofffraktion ausreichend
auszunutzen. Die zugeführte Substratleistung von 1.928 kW wird nach den Umbaumaßnahmen auf
3.961 kW respektive um 105 % gesteigert. Bei dem fermentierbaren Anteil (FoTS) erfolgt eine
Steigerung der Substratleistung um 122 %. Die Ursache liegt dabei in der gestiegenen NawaRo-Zugabe
und dem damit verbunden höheren Fermentationsquotienten.
Durch den Zubau der BHKW wurde die Bruttostromleistung um 97,5 % und die Bruttowärmeleistung um
117 % erhöht. Der unterschiedliche Anstieg ist auf die nicht baugleich zugebauten BHKW und den
daraus folgenden abweichenden Wirkungsgraden zurückzuführen. Die Summe der beiden
Bruttoenergiemengen ergibt einen mittleren Anstieg um 108 % im Vergleich zu 2011 und kann der
Steigerung der zugeführten FoTS nicht folgen.
Der unterschiedliche Anstieg der zugeführten Substratenergie, der installierten Nennleistungen und der
Bruttogesamtenergiemenge der Gasverwertung lässt einen einjährigen Ausriss der Kapazitätszahl im
Umstellungsjahr 2012 von ca. 14 % durch die Maßnahmen erkennen. Anschließend erreicht die
Kapazitätszahl in 2013 nahezu den Ausgangswert von 2011 mit 0,57. Einschränkend muss erwähnt
Ergebnisse
46
werden, dass die Bruttoarbeitsausnutzung nicht ausschließlich vom Betrieb der Gasproduktion,
sondern auch vom Betrieb der Gasverwertung abhängig ist. In den Jahren schwankte die
Bruttoarbeitsausnutzung von 0,92 auf 0,82 und wieder zurück auf 0,92, was vermuten lässt, dass die
Repoweringmaßnahmen mit einer Anlagenumstellungsunterbrechung Anfang 2012 umgesetzt wurden.
Abbildung 20: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 04 für die
Betriebsjahre 2011-2013
Der TS-bezogene Brennstoffausnutzungsgrad auf Nutzenergieebene, in Abbildung 20 schwarz markiert,
beträgt 22,9 bis 27,3 % mit ansteigender Tendenz über die betrachteten Betriebsjahre. Dies liegt
maßgeblich an dem Zubau der neuen BHKW und einem prozentual geringerem Eigenenergiebedarf der
Biogasanlage durch die Steigerung der Energieausbeute und am anteilig höheren NawaRo-Einsatz.
Klammert man den Substrateinfluss durch den Bezug auf die FoTS-bezogene Substratleistung aus,
steigt der Brennstoffausnutzungsgrad relativ um 10 % von 36,1 % (2011) auf 39,8 % (2013). Die
Differenz zwischen TS- und FoTS-bezogenem Brennstoffausnutzungsgrad verdeutlicht den enormen
Einfluss der unterschiedlichen Abbaubarkeiten der eingesetzten Substrate. Der Ausbau der
Wärmenutzung erfolgte in hohem Umfang, sodass der absolute prozentuale Anstieg des FoTS-
bezogenen Brennstoffausnutzungsgrades um ca. 4 % auf die gestiegene Nutzwärmeabgabe zurück-
zuführen ist. Würde die gesamte zur Verfügung stehende Nettowärmemenge genutzt, stiege der
Brennstoffausnutzungsgrad auf 43,9 % TS-bezogen, bzw. auf 64 % bei FoTS-Bezug.
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Arb
eit
sa
us
nu
tzu
ng
[-
]
Kapazitätszahl [-]
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
20
12
20
13
20
11
20
11
20
12
20
13
Ergebnisse
47
Der Zubau der BHKW und die damit verbundene Leistungssteigerung haben nicht zur gewünschten
Effizienzsteigerung der Biogasanlage beigetragen. Das Verhältnis der zugeführten Substratleistung zu
den Nennleistungen des BHKW verringert sich und führt bei nahezu gleicher Arbeitsausnutzung wie im
Jahr 2011 zu einer Verringerung der Bruttoenergieausbeute in 2013. Die Verringerung des spezifischen
Eigenenergiebedarfes der Biogasanlage reduziert die Verluste auf Nettoenergieebene, kann diese aber
nicht kompensieren. Erst der Ausbau der Wärmenutzung trägt, wie beschrieben, zu einer
Effizienzsteigerung bei.
Biogasanlage 05 3.2.5
Kurzbeschreibung der Anlage
Die Biogasanlage wurde 2006 als einstufige Anlage errichtet. Sie bestand aus einem Fermenter
(3.034 m3) und einem Gärrestlager. Zur Faulraum- und Gasspeichererweiterung wurde im Jahr 2012
Nachgärbehälter mit Foliengasspeicher errichtet (5.301 m3 Gärvolumen). Als Einsatzstoffe dienen
Rindergülle und Rindermist, Mais- und Grassilage sowie Getreidekorn. Über einen Schubbodendosierer
und eine Steigschnecke werden diese in einen Anmaischbehälter gefördert, in welchem sie mit
Rezirkulat vermischt werden. Ein Lochscheibenzerkleinerer arbeitet das Substratgemisch weiter auf,
welches mittels einer Pumpe in den Fermenter gefördert wird. Das produzierte Biogas gelangt über eine
biologische Entschwefelung und einen Aktivkohlefilter zum BHKW, welches eine elektrische
Nennleistung von 526 kW besitzt.
Eine unzureichende Ausnutzung der BHKW-Leistung in den vorangegangenen Betriebsjahren war
Auslöser für die Integration des Nachgärers in das Anlagenkonzept im Jahr 2012. Aufgrund großer
Schwankungen in der Gasproduktion kam es häufig zur Abschaltung des BHKW wegen zu geringer oder
zum Ansprechen der Gasfackel wegen zu hoher Gasmengen.
Historie der Repoweringmaßnahmen
2006 Inbetriebnahme der Biogasanlage
2012 Installation und Einbindung des Nachgärers
2012 Ausbau der externen Wärmnutzung
Maßnahmen, Beweggründe und Erfolgseinschätzung des Betreibers
Die in Tabelle 15 dargestellten Maßnahmen sowie die angegebenen Gründe und Einschätzungen
stellen subjektive Aussagen des Anlagenbetreibers dar. Diese wurden im Rahmen einer
Anlagenbesichtigung mit Betreiberinterview ohne Vorgabe von Bewertungsmaßstäben erhoben.
Ergebnisse
48
Tabelle 15: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 05
Eingangsdaten und Ergebnisse
Der erfasste Zeitraum umfasst die Betriebsjahre 2011 bis 2013. Die Jahre 2011 und 2013 stellen die
Betriebsjahre vor und nach dem Jahr des Umbaus dar. Die in Tabelle 16 ausgewiesene Substratleistung
wurde zum einen auf den Gesamtenergieinhalt der zugeführten Trockensubstanz (TS) und zum anderen
auf den vergärbaren Anteil (FoTS) bezogen und entsprechend indiziert. Gleiches gilt für die
Ergebnisdarstellung der Kapazitätszahl sowie der Energieausbeuten und Nutzungsgrade auf Brutto-,
Netto- und Nutzenergieebene.
Tabelle 16: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 05
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3
2011 2012 2013
𝑃𝑁 [kW] 526 526 526
𝑄�̇� [kW] 558 558 558
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 2.825 / 1.790 2.726 / 1.671 2.586 / 1.524
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 9.123 8.469 7.075
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 15.679 16.111 19.368
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 9.495.840 9.521.856 9.495.840
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.855.130 4.365.160 4.340.780
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.546.720 4.015.947 3.993.518
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.089.663 4.630.721 4.604.858
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.067.247 3.473.041 3.453.643
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 2.214.600 3.053.600 3.288.700
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,384 / 0,605 0,398 / 0,649 0,419 / 0,711
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,837 0,945 0,942
�̅�𝒃𝒓𝒖𝒕𝒕𝒐 (𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑻𝑺 / 𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑭𝒐𝑻𝑺) [-] 0,321 / 0,507 0,376 / 0,613 0,395 / 0,670
Maßnahmen Motivation Erfolgseinschätzung
Erweiterung des Gärvolumens um
einen Nachgärbehälter
Vergrößerung des Gär- und
Lagervolumens
Vergrößerung des Gasspeichers
Substrateinsparung von rund 2
Tonnen Mais pro Tag
gleichmäßigerer Betrieb des BHKW
Ergebnisse
49
Fortführung Tabelle 16: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 05
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3
2011 2012 2013
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,384 / 0,605 0,398 / 0,649 0,419 / 0,711
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,697 0,787 0,784
�̅�𝒏𝒆𝒕𝒕𝒐 (𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑻𝑺 / 𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑭𝒐𝑻𝑺) [-] 0,267 / 0,422 0,313 / 0,510 0,329 / 0,558
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,384 / 0,605 0,398 / 0,649 0,419 / 0,711
𝑛𝐴 [-] 0,607 0,742 0,767
�̅�𝑩𝑮𝑨 (𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑻𝑺 / 𝑷𝒔𝒖𝒃,𝑭𝒐𝑻𝑺) [-] 0,233 / 0,367 0,295 / 0,482 0,321 / 0,545
Mit Blick auf die zugeführten Substratmengen fällt auf, dass der NawaRo-Anteil von 2011 zu 2013 um
22 % sank. Dies beruht auf der Einstellung der Getreidekornzufuhr und auf der Reduktion der
Maiszugabe von durchschnittlich 22,5 t/d (2011) auf 18,4 t/d (2013) sowie der Reduktion der Gras-
silagemengen von durchschnittlich 2 auf 1 t/d. Die Zugabe von Exkrementen erhöhte sich im selben
Zeitraum um 24 %. Hierbei stieg der Einsatz der Rindergülle von rund 41 m³/d auf rund 50 m³/d und
Rindermist von 2 t/d auf 3 t/d. Die durchschnittliche zugeführte FoTS-Substratleistung vermindert sich
2013 um 15 %, bezogen auf das Jahr 2011. Die Substrateinsparungen wurden erreicht bei zeitgleicher
Steigerung der Bruttoenergieausbeute (Strom und Wärme) um 13 % gegenüber 2011. Mit der
Integration des Nachgärbehälters wurden zwei Effekte erzielt. Zum einen konnte durch die
Vergrößerung des Gärvolumens die Gasausbeute erhöht und relevante Substratmengen eingespart
werden. Zum anderen dient der große zusätzliche Foliengasspeicher als Gaspuffer, der eine
Entkopplung zwischen der stetig betriebenen Gasverwertung und der extrem schwankenden
Substratzufuhr bewirkt. Die genannten durchschnittlichen Substratmengen sind rechnerische Werte.
Real erfolgte eine sehr unregelmäßige Fütterung der Anlage, die im Extremfall auf ein Fünftel des
Vortages abfiel bzw. um mehr als das 4-fache anstieg. Dies war ursächlich für die unregelmäßige
Gasproduktion, die zu einer ungenügenden Auslastung des BHKW führte. Auf Nutzenergieebene wurde
der Ertrag zusätzlich durch den Ausbau der Wärmenutzung gesteigert. Diese erhöhte sich von 2011 zu
2013 um rund 49 %.
Ergebnisse
50
Abbildung 21: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 05 für die
Betriebsjahre 2011-2013
In Abbildung 21 ist die Änderung der Kapazitätszahl aufgrund der geringeren Substratenergiezufuhr zu
erkennen. Insbesondere die FoTS-bezogene Kapazitätszahl rückt stark nach rechts. Das Verhältnis der
Nennleistungen zur eingesetzten Substratleistung wird größer, was als verbesserte Substratausnutzung
interpretiert werden kann.
Während die Änderung der Kapazitätszahl bis ins Jahr 2013 hineinreicht, kann die Auslastung des
BHKW schon zum Jahr 2012 quasi sprunghaft von 0,837 auf 0,945 gesteigert werden. Die hohe
Arbeitsauslastung auf Bruttoenergieebene kann im Jahr 2013 mit 0,942 fortgeführt werden und belegt
den Erfolg der Maßnahme „Zubau Nachgärbehälter“. Für die Eigenbedarfe wurden Standartwerte
unterstellt (8 % Strom, 25 % Wärme in allen Bilanzjahren), sodass die Steigerung der
Nettoenergieausbeute um 32 % der Bruttobruttoenergieausbeute entspricht. Die FoTS-bezogene
Bruttoenergieausbeute nimmt mit 0,670 einen vergleichsweise hohen Wert an.
Durch den Zubau des Nachgärers und den Ausbau der Wärmenutzung wurde der FoTS-bezogene
Brennstoffausnutzungsgrad um ca. 49 % gesteigert. Er erreicht mit 0,545 (2013) nahezu die Höhe der
Nettoenergieausbeute, was eine fast vollständige Verwendung der produzierten Nettoenergie darstellt.
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Arb
eit
sa
us
nu
tzu
ng
[-
]
Kapazitätszahl [-]
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
20
12
20
13
20
11 20
12
20
1320
11
Ergebnisse
51
Festzuhalten ist, dass alle durchgeführten Maßnahmen die Effizienz der Biogasanlage gesteigert
haben. Insbesondere die Erweiterung des Faul- und des Gasspeicherraums durch den Zubau des
Nachgärbehälters hatten immensen Einfluss auf die Arbeitsausnutzung und auf den Substrateinsatz. Es
konnte nicht nur die Einsatzstoffmenge reduziert, sondern auch die Einsatzstoffzusammensetzung hin
zur verstärkten Nutzung der Reststoffe Gülle und Mist verschoben werden. Die Höhe der
Effizienzsteigerung auf Bruttoenergieebene ist allerdings einer schlecht laufenden Biogasanlage
zuzuschreiben. Diese lief aufgrund der extrem ungleichmäßigen Fütterung nicht optimal. Es ist zu
vermuten, dass zumindest ein Teil der Effizienzsteigerung auch durch eine gleichmäßigere
Substratzufuhr hätte erreicht werden können. Nichtsdestotrotz hat der Betreiber seine Ziele der
Substrateinsparung und BHKW-Auslastung mit den durchgeführten Maßnahmen erreicht.
Biogasanlage 06 3.2.6
Kurzbeschreibung der Anlage
Die Biogasanlage wurde im Dezember 2007 in Betrieb genommen. Sie erreichte im März 2008
erstmalig einen Volllastbetrieb. Die Anlage ist direkt an einen landwirtschaftlichen Betrieb
(Mastbullenbetrieb, ca. 2.000 GVE) angegliedert. Die Biogasproduktion erfolgt in zwei in Reihe
geschalteten Fermentern. Zwei Gärrestlager sind den Fermentern in Reihe nachgeschaltet. Der
Feststoffeintrag erfolgt in den ersten Fermenter mittels Dosierbehälter und Förderband. Die Rindergülle
wird direkt aus den angrenzenden Stallungen in den Fermenter gepumpt. Die Nutzung des Biogases
erfolgt in einem BHKW mit Gas-Otto-Motor mit einer elektrischen Nennleistung von 526 kW. Der
erzeugte Strom wird vollständig in das Netz eingespeist (Volleinspeisung). Durch den Anschluss an den
Mastbullenbetrieb besteht der Substratmix zum größten Teil aus Rindergülle sowie Rindermist.
Zusätzlich wird in wechselnden Mengenverhältnissen Getreide, Mais- und Grassilage gefüttert. Als
Repoweringmaßnahmen wurden die Wärmenutzung ausgebaut und das Fermentationsvolumen durch
den Zubau des zweiten Gärrestlagers sowie der gasdichten Abdeckung des ersten, bestehenden
Gärrestlagers erhöht. Die energetische Betrachtung der Anlage erfolgt für die Jahre 2010 bis 2013.
Historie der Repoweringmaßnahmen
12/2007 Inbetriebnahme BHKW
03/2008 erstmaliges Erreichen der geplanten Volllast des BHKW
09/2011 Verringerung der Energieproduktion um rund 30 % durch BHKW-Wartung (30.000
Betriebsstunden erreicht) und Entschlammung von Fermenter 1 (hoher Ascheanteil im
Festmist)
2011 Ausbau der Wärmenutzung: Holzhackschnitzeltrocknung (Containerlösung); kaum
Umbauarbeiten an der BGA notwendig
2012 Bau eines zweiten gasdicht abgedeckten Gärrestlagers sowie zeitgleiche gasdichte
Abdeckung des ersten Gärrestlagers; Umbau erfolgte ohne Einschränkung im
Betriebsablauf
Ergebnisse
52
Maßnahmen, Beweggründe und Erfolgseinschätzung des Betreibers
Die Motivation des Anlagenbetreibers zur Durchführung der Repoweringmaßnahmen war eine erhoffte
Verbesserung der Substratausnutzung durch ein höheres Fermentationsvolumen und ein zusätzliches
gasdichtes Gärrestlager. Dieser Wunsch rührte daher, dass nahezu die zweifache Menge Rindergülle zu
verarbeiten war, wie ursprünglich für den Betrieb der Biogasanlage geplant. Daraus resultierten geringe
Verweilzeiten des Substrates und es bildeten sich vermehrt Schwimmschichten. Hinzu kam, dass aus
düngerechtlicher Sicht die Lagerkapazität der Anlage vergrößert werden sollte. Die in Tabelle 17
dargestellten Maßnahmen sowie die angegebenen Gründe und Einschätzungen stellen subjektive
Aussagen des Anlagenbetreibers dar. Diese wurden im Rahmen der Betreiberbefragung (Kapitel 3.1)
ohne Vorgabe von Bewertungsmaßstäben erhoben.
Tabelle 17: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 06
Maßnahmen Motivation Erfolgseinschätzung
Ausbau Wärmenutzung (2011) k. A. verbesserte Wirtschaftlichkeit und
Effizienz
Erhöhung des
Fermentationsvolumens (2012)
verbesserte Substratausnutzung verbesserte Wirtschaftlichkeit und
Effizienz
gasdichte Abdeckung des
Gärrestlagers (2012)
verbesserte Substratausnutzung verbesserte Wirtschaftlichkeit und
Effizienz
Der Anlagenbetreiber bescheinigte allen Maßnahmen eine Verbesserung hinsichtlich Wirtschaftlichkeit
und Effizienz. Er war von den positiven Effekten der durchgeführten Maßnahmen überzeugt.
Eingangsdaten und Ergebnisse
Der betrachtete Zeitraum umfasst die Betriebsjahre 2010 bis 2013. Die in Tabelle 18 ausgewiesene
Substratleistung wurde zum einen auf den Gesamtenergieinhalt der zugeführten Trockensubstanz und
zum anderen auf den vergärbaren Anteil (FoTS) bezogen und entsprechend indiziert. Gleiches gilt für
die Ergebnisdarstellung der Kapazitätszahl sowie der Energieausbeuten und Nutzungsgrade auf Brutto-,
Netto- und Nutzenergieebene.
Tabelle 18: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 06
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3 Betriebsjahr 4
2010 2011 2012 2013
𝑃𝑁 [kW] 526 526 526 526
𝑄�̇� [kW] 556 556 556 556
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 2.977 / 1.897 3.004 / 1.844 3.122 / 2.014 3.128 / 1.952
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 4.376 5.214 6.222 6.408
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 35.454 36.901 32.589 34.730
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 9.478.320 9.478.320 9.504.288 9.478.320
Ergebnisse
53
Fortführung Tabelle 18: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 06
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3 Betriebsjahr 4
2010 2011 2012 2013
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.359.781 4.193.829 4.371.773 4.387.763
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.010.998 3.858.322 4.022.031 4.036.742
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.608.438 4.433.020 4.621.114 4.638.015
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.021.388 2.801.340 3.093.566 3.031.007
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 1.264.699 1.137.605 1.402.957 1.583.813
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,363 / 0,570 0,360 / 0,587 0,347 / 0,537 0,346 / 0,554
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,946 0,91 0,946 0,952
�̅�𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,344 / 0,540 0,328 / 0,534 0,328 / 0,508 0,329 / 0,528
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,363 / 0,570 0,360 / 0,587 0,347 / 0,537 0,346 / 0,554
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,742 0,703 0,749 0,746
�̅�𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,270 / 0,423 0,253 / 0,412 0,260 / 0,402 0,258 / 0,413
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,363 / 0,570 0,360 / 0,587 0,347 / 0,537 0,346 / 0,554
𝑛𝐴 [-] 0,557 0,527 0,571 0,593
�̅�𝐵𝐺𝐴 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,202 / 0,317 0,190 / 0,309 0,198 / 0,307 0,205 / 0,329
Auffällig ist der konstante Betrieb der Biogasanlage über den Betrachtungszeitraum hinweg. Einzig im
Jahr 2011 ist die Auslastung des BHKW durch eine planmäßige Generalüberholung wenige
Prozentpunkte geringer als in den Vergleichsjahren, was sich auf Brutto-, Netto und Nutzenergieebene
auswirkt (vgl. Abbildung 22). Die Substratleistungen steigen leicht bei gleichbleibender
Bruttoenergieproduktion auf hohem Niveau (rund 8.300 Volllaststunden des BHKW).
Der Eigenstrombedarf wird auf der Biogasanlage nicht separat erfasst. Zur Berechnung wurde dieser
mit 8 % bezogen auf die Bruttostromproduktion veranschlagt. Hieraus resultieren relativ konstante
jährliche Nettostrommengen von ca. 4.000.000 kWh, mit Ausnahme des Jahres 2011. Auch der
Eigenwärmebedarf des Prozesses wurde rechnerisch ermittelt. Er beträgt durchschnittlich 35 % der
produzierten Bruttowärmemenge. Der hohe Eigenwärmebedarf ist maßgeblich auf den hohen Einsatz
von Gülle zurückzuführen, der zwischen 89 % (2010) und rund 84 % (2013) bezogen auf den gesamten
Substrateinsatz beträgt.
Die tatsächlich genutzte Wärmemenge steigt durch die Installation einer Holztrocknung im Jahr 2013
um rund 25 % verglichen mit 2010. Die externe genutzte Wärmemenge steigt somit auf ca. 50 % der
bereitgestellten Nettowärmemenge.
Ergebnisse
54
Abbildung 22: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 06 für die
Betriebsjahre 2010-2013
Die TS-bezogene Kapazitätszahl ist in allen Betriebsjahren ähnlich und bewegt sich für landwirt-
schaftliche Biogasanlagen mit hohem Gülleeinsatz in einem üblichen Bereich. Brutto- und
Nettoarbeitsausnutzung sind durch den konstanten Betrieb der Anlage nahezu deckungsgleich
(ausgenommen 2011). Die leichte Erhöhung der Arbeitsausnutzung auf Nutzenergieebene spiegelt den
Ausbau der Wärmenutzung wider. Der TS-bezogene mittlere Brennstoffausnutzungsgrad bleibt vom
Ausbau der Wärmenutzung nahezu unberührt. Durch die leichte Verringerung der Kapazitätszahl
aufgrund der Änderung der Zusammensetzung des Einsatzstoffgemisches und der damit
einhergehenden Steigerung der zugeführten Substratenergie bei zeitgleich unveränderter
Energieausbeute, bewegt er sich nahezu unverändert bei 0,202 (2010) bzw. 0,205 (2013).
Ein ähnliches Bild zeichnet die FoTS-bezogene Bilanzierung. Der Bezug auf den tatsächlich
fermentierbaren Anteil der zugeführten Organik bewirkt ein Steigen der Kapazitätszahlen der
betrachteten Jahre auf Werte zwischen 0,537 (2012) und 0,587 (2011). Der mittlere
Brennstoffausnutzungsgrad erzielt im Jahresvergleich im Jahr 2013 mit 0,329 den höchsten Wert. Er
liegt allerding nur geringfügig über dem heranzuziehenden Vorläuferjahr 2010.
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Arb
eit
sau
sn
utz
un
g
[-]
Kapazitätszahl [-]
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
20
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20
10
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10
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12
/20
13
Ergebnisse
55
Die Erhöhung des Fermentationsvolumens sowie die gasdichte Abdeckung des Gärrestlagers sollen zu
einer Erhöhung der Biogasausbeute dienen. Hierdurch könnte die Energieproduktion (Strom, Wärme)
erhöht werden. Da das BHKW bereits an seiner Kapazitätsgrenze arbeitet, bleibt eine Reduzierung der
zugeführten Substratmenge, da Verweilzeiteffekte und neu gefasste Restgasmengen energetisch
nutzbar sind. Diese Effekte konnten anhand der energetischen Bilanzierung nicht aufgezeigt werden.
Die Substratleistung erhöhte sich sogar, was nach Angaben des Betreibers notwendig war, um das
BHKW auszulasten. Die dem BHKW zuzuführende Feuerungswärmeleistung kann über Division der
elektrischen Nennleistung durch einen unterstellten elektrischen Wirkungsgrad von 38 % berechnet
werden. Hebt man die Feuerungswärmeleistung auf Brennwertniveau, so bezieht das BHKW unter
Volllast eine Leistung von 1.522 kW. Verglichen mit der FoTS-bezogenen Substratleistung der
bilanzierten Jahre ist zu erkennen, dass rund 25 % mehr Energie je Stunde der Vergärungsstufe
zugeführt wird als die Gasverwertung beziehen könnte. Somit ist zu vermuten, dass im Gärprozess, trotz
der Erweiterung des effektiven Gärvolumens, relevante Gaspotentiale biochemisch nicht gebildet
werden oder Mängel in der technischen Gasfassung bestehen. Ob dies im zweiten Fall unentdeckte
Leckagen sind oder es über die Art und Weise der Betriebsführung beispielsweise zum häufigen
Ansprechen der Überdrucksicherung kommt, müsste durch eine sich der energetischen Bilanzierung
anschließende Ursachenforschung untersucht werden.
Abschließend kann festgehalten werden, dass alle durchgeführten Repoweringmaßnahmen ohne
Betriebsunterbrechung durchgeführt wurden. Der energetische Erfolg lässt sich aber nur anhand des
Ausbaus der Wärmenutzung nachweisen. Die Erhöhung der Effizienz des biologischen Prozesses durch
eine Erhöhung der Verweilzeit ist nicht erkennbar. Dies war in der Form nicht zu erwarten und deutet
auf weiterführende Probleme der Biologie, der technischen Gasfassung oder in der Betriebsweise der
Anlage hin.
Biogasanlage 07 3.2.7
Die Biogasanlage 07 wurde im Dezember 2010 in Betrieb genommen und läuft seit Juni 2011 im
Volllastbetrieb. Die Anlage ist nicht direkt an einen landwirtschaftlichen Betrieb angegliedert. Die
Biogasproduktion erfolgt in zwei in Reihe geschalteten Fermentern (mit Nassfermentation bei ca. 42°C)
und einem Nachgärer. Die Substratzufuhr erfolgt über eine Vorgrube und Rachentrichterpumpe zur
Zudosierung von Feststoffen. Die Konversion des Biogases erfolgt in einem BHKW mit Gas-Otto-Motor
und einer elektrischen Nennleistung von 380 kW. Die eingesetzten Substrate umfassen Rindergülle,
Rindermist, Maissilage, Grassilage, Ganzpflanzensilage, Kartoffeln sowie Getreideschrot in
unterschiedlichen Mengenverhältnissen im zeitlichen Verlauf der Betrachtung. Als Repowering-
maßnahmen wurden ein Ausbau der Wärmenutzung sowie eine Änderung der Substrate angegeben.
Historie der Repoweringmaßnahmen
12/2010 Inbetriebnahme BHKW
06/2011 Erstmaliges Erreichen der geplanten Volllast des BHKW
11/2011 Errichtung eines Nahwärmenetzes
08/2012 Erweiterung des Nahwärmenetzes, Anschluss weiterer Wärmeabnehmer
Ergebnisse
56
2013 Reduzierung der Einsatzstoffmenge um insgesamt 12 % im Vergleich zu 2012
2014 Reduzierung der Einsatzstoffmenge um insgesamt 36 % im Vergleich zu 2012
In Tabelle 19 sind Beweggründe und Erfolgseinschätzungen des Betreibers dargestellt. Die Angaben
stammen aus der Betreiberbefragung und spiegeln unverändert die Angaben des Betreibers.
Tabelle 19: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 07
Maßnahmen Motivation Erfolgseinschätzung
Ausbau Wärmenutzung (2011,
2012)
Reduzierung des Arbeitsaufwandes verbesserte Wirtschaftlichkeit und
Effizienz
Substratänderung (2012, 2013) Vermeidung hoher
Substratbereitstellungskosten
Erzielung höheren Gasertrages
durch verbesserte
Substratausnutzung
Steigerung der Akzeptanz vor
Ort
verbesserte Wirtschaftlichkeit
Das Jahr 2011 steht mit dem verzögert erreichten Volllastbetrieb und der Errichtung des
Nahwärmenetzes noch im Zeichen des Anfahrbetriebes. Daher wird sich in den nachfolgenden
Betrachtungen auf die Jahre 2012 bis 2014 beschränkt.
Das Substratmanagement unterlag größeren Veränderungen innerhalb des Betrachtungszeitraumes.
Die Anpassungen erfolgten innerhalb der Jahresverläufe, mit dem Ergebnis, dass 2014 nur noch 64 %
Ergebnisse
57
der in 2012 eingesetzten Substratmenge eingesetzt wurden.
Abbildung 23 zeigt, dass die maßgeblichen Mengenreduzierungen von 2012 zu 2014 bei Rindergülle (-
62 %), Maissilage (-20 %) und Ganzpflanzensilage (-43 %) erfolgten.
5.235 4.920
1.990
1.9101.750
1.905
2.205
1.980
1.770
1.3651.955
1.320
3.475
1.840
1.995
Kartoffeln; 16
Kartoffeln; 12
Kartoffeln; 0
Getreideschrot; 54
Getreideschrot; 30
Getreideschrot; 119
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
2012 2013 2014
Me
nge
[m
³, t
]
Bilanzjahr
Getreideschrot
Kartoffeln
Ganzpflanzensilage
Grassilage
Maissilage
Rindermist
Rindergülle
Ergebnisse
58
Abbildung 23: Einsatzstoffmengen der Jahre 2012-2014 der BGA 07
Die verringerte Einsatzstoffmenge bringt eine Verringerung der zugeführten Substratleistung mit sich.
Im Jahr 2014 werden nur noch 953 kW (FoTS-bezogen) stündlich zugeführt (vgl. Tabelle 20). Bei einem
unterstellten elektrischen Wirkungsgrad des BHKW von 40 % benötigt das BHKW eine
brennwertbezogene Feuerungswärmeleistung von 1045 kW. Anhand von Gasertragsrichtwerten ([19],
[20]) lässt sich bei vollständigem Umsatz der Organik nur ein Brennwert bezogener Biogas-
Energieertrag von 902 kW errechnen. Die über den Brennwert des Substratmixes berechnete
Energiezufuhr liegt somit rund 51 kW über dem möglichen Energieertrag, ermittelt anhand der
Gasertragsrichtwerte. Beide Energiemengen liegen aber deutlich unter der vom BHKW benötigten
Feuerungswärmeleistung zur Aufrechterhaltung des Volllastbetriebes. Dies gilt auch für das Jahr 2013.
Nur 2012 wird über die Substratzufuhr potentiell mehr Energie zur Verfügung gestellt als das BHKW
zum Vollastbetrieb benötigen würde. Geht man davon aus, dass die Substratmengen korrekt erfasst
wurden, bedeutet dies in Bezug zu der zugeführten und den installierten Leistungen, dass 2012 eine
Überfütterung der Anlage erfolgte, 2013 und insbesondere 2014 eine Unterfütterung der Biogasanlage
zu verzeichnen ist. Die produzierten Energiemengen hingegen sind nicht unplausibel, geht man davon
aus, dass sich der elektrische Wirkungsgrad oberhalb von 40 % bewegt und ein nahezu
unterbrechungsfreier Betrieb des BHKW gewährleistet wurde. Diese Annahme setzt auch voraus, dass
der vergärbare Anteil der Organik nahezu vollständig umgesetzt wurde. In einem Gespräch mit dem
Anlagenbetreiber konnte für die aufgezeigte Diskrepanz keine Erklärung gefunden werden. Tabelle 20
zeigt die energetischen Eingangswerte und Ergebnisse der bilanzierten Jahre in der Übersicht.
5.235 4.920
1.990
1.9101.750
1.905
2.205
1.980
1.770
1.3651.955
1.320
3.475
1.840
1.995
Kartoffeln; 16
Kartoffeln; 12
Kartoffeln; 0
Getreideschrot; 54
Getreideschrot; 30
Getreideschrot; 119
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
2012 2013 2014
Me
nge
[m
³, t
]
Bilanzjahr
Getreideschrot
Kartoffeln
Ganzpflanzensilage
Grassilage
Maissilage
Rindermist
Rindergülle
Ergebnisse
59
Tabelle 20: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 07
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3
2012 2013 2014
𝑃𝑁 [kW] 380 380 380
𝑄�̇� [kW] 460 460 460
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 2.048 / 1.280 1.612 / 1.031 1.454 / 953
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 7.145 6.670 3.895
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 7.115 5.817 5.204
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 7.378.560 7.358.400 7.358.400
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.072.853 3.066.809 3.035.693
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 2.827.025 2.821.464 2.792.838
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.719.769 3.712.453 3.674.786
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 2.823.158 2.866.368 2.961.275
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 631.841 797.067 719.800
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,41 / 0,66 0,52 / 0,81 0,58 / 0,88
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,92 0,92 0,91
�̅�𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,377 / 0,604 0,480 / 0,751 0,527 / 0,804
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,41 / 0,66 0,52 / 0,81 0,58 / 0,88
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,77 0,77 0,78
�̅�𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,314 / 0,502 0,403 / 0,630 0,452 / 0,689
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,41 / 0,66 0,52 / 0,81 0,58 / 0,88
𝑛𝐴 [-] 0,47 0,49 0,48
�̅�𝐵𝐺𝐴 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,192 / 0,308 0,256 /0,401 0,276 / 0,421
Die produzierten Strom- und Wärmemengen bleiben über den Betrachtungszeitraum relativ konstant.
Die verfügbare Nettowärmemenge steigt leicht von 2,82 Mio. kWh auf 2.96 Mio. kWh an. Ungeachtet
differierender Klimabedingungen der einzelnen Jahre, kann dieser Anstieg auf die verminderte
Einsatzstoffmenge zurückgeführt werden, die zu einer Ersparnis notwendiger Wärmemengen zur
Aufheizung der Substrate führt. Die tatsächlich abgesetzte Nutzenergie bleibt hiervon unberührt, da
sich die genutzte Nettowärmemenge im Vergleich zu 2012 nur geringfügig erhöht. Die gleichmäßige
Energieproduktion und der nahezu unveränderte Wärmeabsatz werden in Abbildung 24 durch die
vergleichbare Arbeitsausnutzung über die betrachteten Jahre hinweg verdeutlicht. Einzig die
Kapazitätszahl bewegt sich auffällig und horizontal vom Koordinatenursprung weg, da das Verhältnis
der installierten Leistungen zur zugeführten Substratleistung steigt. Die Verringerung einer überhöhten
Substratzufuhr im Jahr 2012 bewirkt eine Effizienzsteigerung der Anlage. Der mittlere
Brennstoffausnutzungsgrad steigt von 0,308 (2012) auf 0,421 (2014) um rund 40 %.
Ergebnisse
60
Abbildung 24: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 07 für die
Betriebsjahre 2012-2014
Biogasanlage 08 3.2.8
Kurzbeschreibung der Anlage
Die Biogasanlage wurde bereits 2007 mit einer elektrischen Nennleistung von 526 kW mittels Vor-Ort-
BHKW (Gas-Otto-Motor) in Betrieb genommen. Die Anlage verfügte vor dem Umbau über ein mesophil
betriebenes Ring-in-Ring-System mit Fermenter (2.500 m³), Nachgärer (1.800 m³) sowie Gärrestlager
(4.000 m³). Im Jahr 2010 wurde sie zu einer Biomethaneinspeiseanlage erweitert. Die
Umbaumaßnahmen umfassten eine Verdopplung des Fermenter- und Gärrestlagervolumens sowie eine
Umstellung von mesophiler auf thermophile Betriebsweise.
Nach der Anlagenerweiterung werden jährlich rund 15.000 t NawaRo (u.a. Mais- und Grassilage) in zwei
parallel und thermophil betriebenen Gärstrecken zur Biogasproduktion (500 m³i.N/h) eingesetzt. Die
Substrateinbringung erfolgt über zwei Dosierbehälter (je 40 m³) und einer Biomixstation. Zur Beheizung
des Fermentationsprozesses wird Deponiegas von der benachbarten Deponie genutzt. Die Aufbereitung
0,0
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Arb
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[-
]
Kapazitätszahl [-]
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
20
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12
20
13
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14
Ergebnisse
61
des produzierten Biogases zu Biomethan erfolgt über eine drucklose Aminwäsche. Das erzeugte
Biomethan von jährlich rund 2,1 Mio. m³i.N. wird nach einer Brennwertanpassung mittels Propangas in
eine ca. 2 km entfernte Erdgasleitung (H-Gas-Netz) eingespeist. Der Vertrieb des Biomethans erfolgt
über einen überregionalen Gasanbieter.
Historie der Repoweringmaßnahmen
2007 Inbetriebnahme als NawaRo-Biogasanlage mit Vor-Ort-Verstromung (elektrische
Nennleistung 526 kW)
05/2010 Erweiterung der Anlage durch Verdopplung von Fermenter- und Nachgärvolumen
2010 - 2011 Allmähliche Steigerung der Einsatzstoffmenge
2010 Umstellung von mesophiler auf thermophile Betriebsweise
08/2010 Neubau Gärrestseparation und Trocknungsanlage
10/2010 Neubau der Biogasaufbereitungsanlage (Verfahren: drucklose Aminwäsche),
Verdichterstation und Gaseinspeiseleistung
Maßnahmen, Beweggründe und Erfolgseinschätzung des Betreibers
Die in nachfolgend dargestellten Maßnahmen sowie angegebenen Gründe und Einschätzungen stellen
subjektive Aussagen des Anlagenbetreibers dar. Diese wurden im Rahmen eines Betreiberinterviews
erhoben. Eine Vorgabe was Repowering darstellt und welche Bewertungsmaßstäbe erhoben werden
können, erfolgte nicht. Oben gelistete Maßnahmen, zu denen keine Angaben zur Motivation und
Erfolgseinschätzung getätigt wurden, sind nicht in der nachfolgenden Tabelle 21 enthalten.
Tabelle 21: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen
Maßnahmen Motivation Erfolgseinschätzung
Erweiterung des Gärvolumens
(2010)
Steigerung der Energieproduktion Verbesserte Wirtschaftlichkeit
ohne Auswirkung auf
Verringerung von Emissionen
Erhöhte Effizienz der Anlage
Umbau auf Biomethanproduktion
(2010)
Reduzierung betrieblicher Aufwand
durch Vor-Ort-BHKW; Fehlender
Absatz der Vor-Ort produzierten
Wärme
Verbesserte Wirtschaftlichkeit
ohne Auswirkung auf
Verringerung von Emissionen
Erhöhte Effizienz der Anlage
Klares Ziel ist die Leistungssteigerung der Anlage durch einen erhöhten Substratdurchsatz mit der
Realisierung einer Biogasaufbereitung zur Herstellung und Einspeisung von Biomethan. Hierfür wurde
gezielt das Gärvolumen vergrößert. Die Änderung der Betriebsweise von mesophil (ca. 40 °C) auf
thermophil (ca. 50 C) erfolgte aufgrund sich einstellender hoher Fermentationstemperaturen. Sie ist als
Reaktion auf sich einstellende Betriebsbedingungen und nicht als geplantes Repowering zu betrachten.
Ergebnisse
62
Eingangsdaten und Ergebnisse
Der betrachtete Zeitraum umfasst die Betriebsjahre 2008 bis 2012. Die in Tabelle 22 ausgewiesene
Substratleistung wurde zum einen auf den Gesamtenergieinhalt der zugeführten Trockensubstanz und
zum anderen auf den vergärbaren Anteil (FoTS) bezogen und entsprechend indiziert. Gleiches gilt für
die Ergebnisdarstellung der Kapazitätszahl sowie der Energieausbeuten und Nutzungsgrade auf Brutto-,
Netto- und Nutzenergieebene. Für die Jahre 2010 bis 2012 wurde ein fiktives BHKW zur Nutzung der
Biomethanmengen unterstellt, da keine Angaben zur tatsächlichen Nutzung des Biomethans auf
Ausspeiseseite vorlagen. Elektrische und thermische Nennleistung beruhen auf der stündlichen
Einspeisekapazität von 250 m3i.N. mit einem unterstellten Brennwert von 11,06 kWh/m³ und Wirkungs-
graden des BHKW von 40 bzw. 45 % (heizwertbezogene Wirkungsgrade) der zugeführten
Brennstoffleistung. Dem fiktiven BHKW wurde ein Eigenstromverbrauch von 2,5 % zugeordnet. Das Vor-
Ort-BHKW bleibt auch in den Jahren 2010-2012 bestehen wird aber bei der Berechnung der
Kapazitätszahl ausgeklammert, da es nur für die Notversorgung und nicht für den regulären Betrieb
vorgesehen war. Ebenso bleibt die bereits zum Jahresende 2009 verfügbare Einspeiseleistung der
Biomethanaufbereitungsanlage unberücksichtigt, da sich diese im Testbetrieb zur Inbetriebnahme
befand. Bilanziell wurde die Umstellung der Vor-Ort-Verstromung auf Biomethaneinspeisung zum
Jahreswechsel 2009/2010 angesetzt.
Tabelle 22: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 08
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3 Betriebsjahr 4 Betriebsjahr 5
2008
(VOV)
2009
(VOV)
2010
(Biomethan)
2011
(Biomethan)
2012
(Biomethan)
𝑃𝑁 [kW] 526 526 1.006 1.006 1.006
𝑄�̇� [kW] 550 550 1.131 1.131 1.131
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 1.639/ 1.159 1.519/ 1.145 2.205/ 1.683 2.867/ 2.161 2.860/ 2.174
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 8.469 7986 12.408 15.387 15.245
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 120 0 0 307 305
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 9.258.336 9.233.040 18.718.229 18.718.229 18.769.511
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.026.428 3.967.575 5.757.268 6.406.361 6.627.697
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.591.240 3.414.374 4.994.466 5.393.389 5.498.024
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.041.738 4.037.330 6.446.867 7.178.883 7.456.159
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.391.738 3.261.205 4.256.418 4.802.817 4.952.978
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 650.370 1.085.978 4.250.862 4.801.930 4.952.978
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,64 / 0,91 0,69 / 0,92 0,97 / 1,27 0,75 / 0,99 0,75 / 0,98
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,87 0,87 0,65 0,73 0,75
�̅�𝒃𝒓𝒖𝒕𝒕𝒐 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆)
[-] 0,561 / 0,793 0,602 / 0,798 0,632 / 0,828 0,541 / 0,718 0,561 / 0,737
Ergebnisse
63
Fortführung Tabelle 22: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 08
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3 Betriebsjahr 4 Betriebsjahr 5
2008
(VOV)
2009
(VOV)
2010
(Biomethan)
2011
(Biomethan)
2012
(Biomethan)
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,64 / 0,91 0,69 / 0,92 0,97 / 1,27 0,75 / 0,99 0,75 / 0,98
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,75 0,72 0,49 0,54 0,56
�̅�𝒏𝒆𝒕𝒕𝒐 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,485 / 0,686 0,502 / 0,666 0,479 / 0,628 0,406 / 0,539 0,416 / 0,547
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,64 / 0,91 0,69 / 0,92 0,97 / 1,27 0,75 / 0,99 0,75 / 0,98
𝑛𝐴 [-] 0,46 0,49 0,49 0,54 0,56
�̅�𝑩𝑮𝑨 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,295 / 0,417 0,338 / 0,449 0,479 / 0,627 0,406 / 0,539 0,416 / 0,547
Zur Darstellung der Auswirkungen des Repowering werden die Jahre 2008 und 2012 herangezogen.
Die zugeführte Substratleistung (TS-bezogen) wurde um 75 %, die FoTS-basierte um 88 % erhöht. Die
angestrebte Verdopplung des Substrateinsatzes wurde mengen- und energiebezogen im Jahr 2012
nicht erreicht. Der unterschiedliche Anstieg der TS- und FoTS-bezogenen Substratleistungen kann durch
eine Änderung der Einsatzstoffzusammensetzung und deren Anteile fermentierbarer organischer
Substanz erklärt werden.
Mit dem Ansatz des fiktiven BHKW auf Ausspeiseseite wurde dem Ziel des Betreibers zur Verdopplung
der Anlagenleistung gefolgt. Die Nennleistungen wurden in etwa verdoppelt. Der differierende Anstieg
der zugeführten Substratenergie und installierten Nennleistungen der Gasverwertung führt zu einem
Anstieg der Kapazitätszahlen um 16 % TS-bezogen bzw. um 8 % FoTS-bezogen. Bei einer weiteren
Steigerung der zugeführten Substratleistung auf das Doppelte in Bezug zu 2008 würde die
Kapazitätszahl den Wert des Jahres 2008 wieder erreichen.
Die produzierten Bruttoenergiemengen beider Vergleichsjahre (Summe aus Strom und Wärme) stiegen
um 75 %. Allerdings sank Bruttoarbeitsausnutzung von 0,87 bis auf 0,75, was zur Verringerung der
FoTS-bezogen Bruttoenergieausbeute führte. Diese konnte zwar von 2011 zu 2012 gesteigert werden,
erreicht jedoch nicht das Niveau von 2008.
Ergebnisse
64
Abbildung 25: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 08 für die
Betriebsjahre 2008-2012
Durch die sinkende Bruttoenergieausbeute und den stark gestiegenen Eigenenergiebedarf der Anlage
aufgrund des Zubaus der Biomethaneinspeiseanlage sinkt die FoTS-bezogene Nettoenergieausbeute
der Biogasanlage deutlich um 20 %. Somit ist auf Seiten der Brutto- und Nettoenergieerzeugung eine
Verringerung der energetischen Effizienz festzuhalten. Der Brennstoffausnutzungsgrad auf
Nutzenergieebene erhöht sich aufgrund der unterstellten 100 %-igen Wärmenutzung um 41 % / 31 %
(TS-/FoTS-bezogen). Die gesamte Nettoenergieproduktion wird einer Nutzung zugeführt,
Nettoenergieausbete und Brennstoffausnutzungsgrad nehmen gleiche Werte an. Der Umbau der Vor-
Ort-Verstromung hin zur Biomethaneinspeisung hat insgesamt zu einer Effizienzsteigerung der
Biogasanlage beigetragen. Dies beruht maßgeblich auf der vollständigen Nutzung des eingespeisten
Biomethans. Die Verringerung der Bruttoenergieausbeute hingegen ist kritisch zu sehen. Zur
differenzierten Betrachtung der Ursachen müssen ergänzende Betrachtungen durchgeführt werden. Es
ist keine Aussage möglich, in wie fern die Durchsatzsteigerung bei zeitgleicher Verdopplung des
Fermentationsvolumens oder die Umstellung auf Biomethaneinspeisung zur Verringerung der
Bruttoenergieausbeute beigetragen haben. Das Ziel des Betreibers zur Steigerung der Effizienz der
Anlage wurde zumindest auf Nutzenergieebene erreicht.
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0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6
Arb
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[-]
Kapazitätszahl [-]
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
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Ergebnisse
65
Biogasanlage 09 3.2.9
Kurzbeschreibung der Anlage
Die Biogasanlage wurde 2011 in Betrieb genommen und ist die jüngste der hier betrachteten Anlagen.
Sie ist nicht direkt an einen landwirtschaftlichen Betrieb angeschlossen, wird aber von zwei
umliegenden Betrieben mit Rinder- und Schweinegülle beliefert. Hinzu kommen feste
Substratfraktionen in Form von Maissilage und Hähnchenfestmist. Des Weiteren werden Hilfsstoffe
(Mikronährstoffe) und weitere geringfügige Feststofffraktionen wie Kartoffeln, CCM und Zuckerrüben
eingesetzt. Die mesophil betriebene Nassfermentationsanlage baut sich aus folgenden Komponenten
zusammen: Gülleanmischgrube und Lagerhalle für Hähnchenfestmist, Haupt- und Nachgärbehälter mit
Festdächern sowie Gärrestlager mit Doppelmembrantragluftgasspeicherdach. Die Gärbehälter sind
jeweils mit Tauchmotorrührwerken ausgestattet. Die Feststoffeinspeisung erfolgt direkt in den
Hauptfermenter über eine Stopfschnecke aus einem Vorlagebehälter. Eine zentral angeordnete Pumpe
dient zum Transport der Gärsubstrate zwischen den Behältern. Nach der Separation wird der flüssige
Gärrest in das Gärrestlager gespeist und der feste Anteil auf der Siloplatte gelagert. Die Haupt- und
Nachgärbehälter sind jeweils mit einer inneren Ringheizung ausgestattet. Die Konversion des Biogases
erfolgt in einem Vor-Ort-BHKW und einem Satelliten-BHKW mit jeweils 250 kW elektrischer
Nennleistung.
Historie der Repoweringmaßnahmen
08/2011 Inbetriebnahme BHKW
10/2011 Erstmaliges Erreichen der geplanten Volllast des BHKW
2013 Ausbau der Wärmenutzung
2013 Einbindung eines Separators vor GRL zur Reduzierung von faserreichen Stoffen im GRL
Maßnahmen, Beweggründe und Erfolgseinschätzung des Betreibers
Die in Tabelle 23 dargestellten Maßnahmen sowie die angegebenen Gründe und Einschätzungen
stellen subjektive Aussagen des Anlagenbetreibers dar. Diese wurden im Rahmen der
Betreiberbefragung (Kapitel 3.1) ohne Vorgabe von Bewertungsmaßstäben erhoben.
Ergebnisse
66
Tabelle 23: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 09
Maßnahmen Motivation Erfolgseinschätzung
Ausbau Wärmenutzung (2013) Wirkungsgrad- und
Akzeptanzsteigerung sowie
Erschließung neuer
Absatzmöglichkeiten zur
Steigerung der Energieausbeute
Verbesserte Wirtschaftlichkeit
Substrataufbereitung resp.
Substrat-aufschlussverfahren
Probleme mit faserreichem
Gärsubstrat und Reduzierung
der Gärrestlagerkapazität
Verwertungsschwierigkeiten
techn. Anpassung zur
Verwertung schwieriger
Substrate
k.A.
Das Ziel der Maßnahmen ist eine Steigerung der Wärmenutzung sowie die Verbesserung des
Anlagenbetriebes durch Vermeidung von Sinkschichtbildung im Gärrestlager. Zu diesem Zweck wurde
einerseits ein Satelliten-BHKW umgebaut, um eine externe Wärmesenke zu erschließen. Anderseits
wurde eine Separation vor das Gärrestlager geschaltet, um den faserhaltigen Feststoffanteil nicht in
das Lager zu speisen. Die Maßnahmen erfolgten 2013 im Rahmen eines Anlagenumbaus.
Eingangsdaten und Ergebnisse
Der betrachtete Zeitraum umfasst die Betriebsjahre 2012 bis 2014. Hierbei stellen 2012 und 2014 die
Jahre vor und nach den betrachteten Umbaumaßnahmen dar. Die in Tabelle 24 ausgewiesene
Substratleistung wurde zum einen auf den Gesamtenergieinhalt der zugeführten Trockensubstanz und
zum anderen auf den vergärbaren Anteil (FoTS) bezogen und entsprechend indiziert. Gleiches gilt für
die Ergebnisdarstellung der Kapazitätszahl sowie der Energieausbeuten und Nutzungsgrade auf Brutto-,
Netto- und Nutzenergieebene.
Tabelle 24: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 09
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3
2012 2013 2014
𝑃𝑁 [kW] 500 500 500
𝑄�̇� [kW] 530 530 530
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 1.851 / 1.275 1.952 / 1.341 2.006 / 1.379
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 7.803 7.738 8.140
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 3.983 4.712 5.400
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 9.022.800 9.022.800 9.022.800
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.129.602 4.202.892 4.213.610
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.763.273 3.874.905 3.911.640
Ergebnisse
67
Fortführung Tabelle 24: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 09
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3
2012 2013 2014
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 4.377.378 4.455.066 4.466.427
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 3.813.064 3.866.215 3.855.507
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 1.903.300 2.006.669 1.974.412
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,556 / 0,808 0,528 / 0,768 0,514 / 0,747
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,940 0,960 0,962
�̅�𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,523 / 0,760 0,506 / 0,737 0,494 / 0,718
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,556 / 0,808 0,528 / 0,768 0,514 / 0,747
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,837 0,858 0,861
�̅�𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,466 / 0,677 0,453 / 0,659 0,442 / 0,643
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,556 / 0,808 0,528 / 0,768 0,514 / 0,747
𝑛𝐴 [-] 0,626 0,652 0,652
�̅�𝐵𝐺𝐴 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,349 / 0,506 0,344 / 0,501 0,335 / 0,487
Die Repoweringmaßnahmen fanden in dem Jahr 2013 statt. Somit wird der Zeitraum zwischen 2012
und 2014 zur Darstellung der Repowering-Auswirkung betrachtet. Der Durchsatz an Substrat steigert
sich stetig in Hinblick auf die exkrementhaltigen Fraktionen um ca. 36 %. Der Anteil der NawaRo-
Fraktionen nimmt mit 8.140 t*a-1 für 2014 vergleichsweise schwach um 4,3 % zu. Die zugeführte
Substratleistung bezogen auf den TS-Gehalt von 1.851 kW wird nach den Umbaumaßnahmen auf
2.006 kW resp. um 8,4 % gesteigert. Bei dem fermentierbaren Anteil (FoTS) erfolgt eine Steigerung der
Substratleistung um 8,2 %.
Betrachtet man die produzierte Bruttostrommenge der Jahre 2012 und 2014, so unterliegt diese einer
geringen Steigerung von 2 %. Die Bruttowärmemenge erhöht sich analog um 2 %. Die Steigerung der
zugeführten FoTS-bezogenen Substratleistung entspricht einem höheren Anteil mit ca. 8 %. Der leichte
Anstieg der zugeführten Substratleistung und die konstant bleibenden installierten Nennleistungen der
Gasverwertung führen zu einem Absinken der Kapazitätszahl im Jahr 2014 um -7,6 % gegenüber 2012.
In allen betrachteten Jahren lag die Bruttoarbeitsausnutzung relativ konstant bei 0,94 - 0,96, was einen
sehr hohen Wert darstellt und für eine sehr gute Verfügbarkeit des BHKW und der Gasproduktion
spricht
Ergebnisse
68
Abbildung 26: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 09 für die
Betriebsjahre 2012-2014
Der TS-bezogene Brennstoffausnutzungsgrad auf Nutzenergieebene, in Abbildung 26 schwarz markiert,
beträgt 34,9 % (2012) und fällt leicht auf 33,5 % (2014). Dies liegt maßgeblich an der Steigerung der
Änderung des Leistungsverhältnisses Output/Input (Kapazitätszahl). Klammert man den
Substrateinfluss durch den Bezug auf die FoTS-bezogene Substratleistung aus, fällt der
Brennstoffausnutzungsgrad um ca. 2 % von 50,6 % (2012) auf 48,7 % (2014). Der Ausbau der
Wärmenutzung ist über den Anstieg der Arbeitsausnutzung auf Nutzenergieebene zu erkennen. Die
Steigerung liegt bei ca. 4 %. Würde die gesamte zur Verfügung stehende Nettowärmemenge genutzt,
stiege der Brennstoffausnutzungsgrad auf 44,2 % TS-bezogen, bzw. auf 64,3 % bei FoTS-Bezug.
Der Umbau des Wärmenetzes und der Einsatz des Satelliten-BHKW haben bzgl. der Akzeptanz in der
Bevölkerung einen Erfolg gebracht, aber auf energetischer Seite nur eine geringe Steigerung erzielt.
Aufgrund des stärkeren Anstiegs der zugeführten Substratenergie im Vergleich zur
Bruttoenergieausbeute sinken aber Bruttoenergieausbeute und Nettoenergieausbeute, trotz eines
geringfügig niedrigeren Eigenenergiebedarfes. Kaum zu erkennen ist der Einfluss der Separation des
Gärrestes auf den Biogasproduktionsprozess. Hier ist keine eindeutige Effizienzsteigerung durch die
Umbaumaßnahme nachweisbar. Zur weiteren Analyse von Auswirkungen der Repoweringmaßnahmen
wäre eine detaillierte Betrachtung zur Aufteilung der einzelnen Bereiche, wie Biogasbildung,
Biogasführung und Konversion erforderlich. Insbesondere die Änderung des Eigenstrombedarfes durch
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mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
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Ergebnisse
69
die Integration der Separation wäre ausführlicher zu betrachten. Diese hat aber eine größere
Bedeutung für die Handhabung der Biogasanlage und deren Gärrest als für die Optimierung der
Energieeffizienz. Die positiven Effekte der Separation können in diesem Fall durch die Berechnung des
Brennstoffausnutzungsgrades nicht dargestellt werden.
Biogasanlage 10 3.2.10
Kurzbeschreibung der Anlage
Die Biogasanlage 10 wurde bereits 2005 in Betrieb genommen. Der Betrieb basierte bis 2010 auf einer
Speisung mit NawaRo durch eine betriebseigene Substratbereitstellung. Als Hauptfraktion wird
Maissilage eingesetzt. Hinzu kommen Getreide, CCM und Grünroggen. Die Fütterung der festen
Fraktionen erfolgt über eine mit Rezirkulat gespeiste Fest-Flüssig-Mischpumpe. Die Anlage ist aus vier
parallel betriebenen Hauptfermentern, einem Nachgärer und anschließendem Gärrestlager aufgebaut.
Alle Behälter sind jeweils mit einem Doppelmembrangasspeicherdach und Tauchmotorrührwerken
ausgestattet. Die Verwertung des Biogases erfolgt zum einen durch ein Vor-Ort-BHKW mit 835 kW
elektrischer Nennleistung mit einer vollständigen Wärmeversorgung der Anlage. Zum anderen sind zwei
Satelliten-BHKW mit 526 und 370 kW elektrischer Nennleistung in der näheren Umgebung im Einsatz.
Der Gärrest wird über einen Bandtrockner zu einem transportwürdigen Dünger aufbereitet. Die BGA 10
wird nach dem EEG 2004 mit einem KWK- und Trockenfermentationsbonus vergütet.
Historie der Repoweringmaßnahmen
09/2005 Inbetriebnahme BHKW
12/2005 erstmaliges Erreichen der geplanten Volllast des BHKW
09/2006 gasdichte Abdeckung GRL
09/2006 Installation 2. BHKW (835 kW)
12/2008 1. BHKW (526 kW) wird zu Satellit umgewandelt, 3. BHKW (370 kW) als Satellit in
benachbarten Ort aufgebaut, Anschluss von 4 Hähnchenställen über Wärmeleitung
(Ausbau Wärmenutzung), Erhöhung des Fermentationsvolumens
12/2009 Gärresttrocknung nach GRL
Maßnahmen, Beweggründe und Erfolgseinschätzung des Betreibers
Die in Tabelle 25 dargestellten Maßnahmen sowie die angegebenen Gründe und Einschätzungen
stellen subjektive Aussagen des Anlagenbetreibers dar. Diese wurden im Rahmen der
Betreiberbefragung (Kapitel 3.1) ohne Vorgabe von Bewertungsmaßstäben erhoben.
Ergebnisse
70
Tabelle 25: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 10
Maßnahmen Motivation Erfolgseinschätzung
Gasdichte Abdeckung des
Gärrestlagers (2006)
Optimierung von
Arbeitsabläufen auf der BGA zur
Reduzierung des
Arbeitsaufwandes
verringerte Emissionen
verbesserte Wirtschaftlichkeit
Ausbau Wärmenutzung durch
Anschluss von Ställen (2008)
k.A. erhöhte Effizienz der Anlag
Erhöhung Fermentationsvolumen
(2008)
Änderung der einzusetzenden
Substrate zur Vermeidung hoher
Substratbereitstellungskosten
verringerte Emissionen
erhöhte Effizienz der Anlage
Rohgasleitung / Satelliten-BHKW
(2008)
Änderung der einzusetzenden
Substrate aufgrund der
Änderung der EEG-Vergütung
- Steigerung der Akzeptanz der
BGA vor Ort
verbesserte Wirtschaftlichkeit
erhöhte Effizienz der Anlage
Gärresttrocknung nach Gärrestlager
(2009)
Zur Schaffung neuer
Verwertungsmöglichkeiten
durch Verkauf von Düngemittel
k.A.
Das Hauptziel der Maßnahmen ist eine Umstellung der Anlage auf den ausschließlichen Betrieb mit
betriebseigenen NawaRo-Substratfraktionen, eine Steigerung der elektrischen Nennleistung und des
Arbeitsvolumens sowie der Wärmenutzung der BHKW-Abwärme zur Erhöhung der
Gesamtanlageneffizienz. Zu diesem Zweck wurden einerseits ein neues Gärrestlager und ein BHKW
zugebaut. Das bauseitig vorhandene Gärrestlager wurde zu einem Nachgärer umgestellt. Zum anderen
wurde ein Wärmenetz installiert resp. ausgebaut und eine Gärresttrocknung eingebunden. Die
Maßnahmen erfolgten 2008 im Rahmen eines Anlagenzubaus, die Gärresttrocknung wurde 2009
separat durchgeführt.
Eingangsdaten und Ergebnisse
Der betrachtete Zeitraum umfasst die Betriebsjahre 2007 bis 2010. Hierbei stellen 2007 und 2010 die
Jahre vor und nach den betrachteten Umbaumaßnahmen dar. Die in Tabelle 26 ausgewiesene
Substratleistung wurde zum einen auf den Gesamtenergieinhalt der zugeführten Trockensubstanz und
zum anderen auf den vergärbaren Anteil (FoTS) bezogen und entsprechend indiziert. Gleiches gilt für
die Ergebnisdarstellung der Kapazitätszahl sowie der Energieausbeuten und Nutzungsgrade auf Brutto-,
Netto- und Nutzenergieebene.
Ergebnisse
71
Tabelle 26: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 10
Betriebsjahr 1 Betriebsjahr 2 Betriebsjahr 3 Betriebsjahr 4
2007 2008 2009 2010
𝑃𝑁 [kW] 1.361 1.361 1.731 1.731
𝑄�̇� [kW] 1.483 1.483 1.893 1.893
𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆 [kW] 4.784 / 3.348 4.506 / 3.179 6.374 / 4.511 6.057 / 4.277
∑𝑚𝑁𝑎𝑤𝑎𝑅𝑜 [t] 20.306 19.290 26.779 25.477
∑𝑚𝐸𝑥𝑘𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [t] 0 0 0 0
(𝑃𝑁 + �̇�𝑁) ∗ 𝑇𝑁 [kWh] 24.913.440 24.981.696 31.746.240 31.746.240
𝑊𝑒𝑙,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 10.877.877 9.518.680 13.389.658 13.527.945
𝑊𝑒𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 10.007.647 8.757.186 12.318.485 12.445.710
𝑄𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [kWh] 11.865.228 10.373.242 14.633.243 14.785.728
𝑄𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [kWh] 10.204.830 8.731.698 12.729.209 12.862.826
𝑄𝑛𝑢𝑡𝑧 [kWh] 1.660.399 1.641.544 9.176.689 11.674.720
Bruttoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,594 / 0,850 0,631 / 0,895 0,569 / 0,803 0,598 / 0,847
𝑛𝐴,𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 [-] 0,913 0,796 0,883 0,892
�̅�𝑏𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,543 / 0,776 0,503 / 0,712 0,502 / 0,709 0,534 / 0,756
Nettoenergieausbeute
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,594 / 0,850 0,631 / 0,895 0,569 / 0,803 0,598 / 0,847
𝑛𝐴,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 [-] 0,811 0,700 0,789 0,797
�̅�𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,482 / 0,689 0,442 / 0,626 0,449 / 0,634 0,477 / 0,676
Nutzenergie - Brennstoffausnutzungsgrad
K (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,594 / 0,850 0,631 / 0,895 0,569 / 0,803 0,598 / 0,847
𝑛𝐴 [-] 0,468 0,416 0,677 0,760
�̅�𝐵𝐺𝐴 (𝑃𝑠𝑢𝑏,𝑇𝑆 / 𝑃𝑠𝑢𝑏,𝐹𝑜𝑇𝑆) [-] 0,278 / 0,398 0,263 / 0,372 0,385 / 0,544 0,455 / 0,644
Umfangreiche Repoweringmaßnahmen fanden in den Jahren 2008 und 2009 statt. Zur Darstellung der
Auswirkungen des Repowering werden maßgeblich die Jahre 2007 und 2010 herangezogen. Der
Substratdurchsatz steigt im Vergleich der Jahre 2007 und 2010 um 25,5 % (NawaRo). Die zugeführte
Substratleistung steigt von 4.784 auf 6.057 kW, was einem Anstieg von 26,6 % entspricht. Der
vergärbare Anteil (FoTS) der zugeführten Substrate steigt um ca. 28 % von 3.348 auf 4.277 kW. Im
Vergleich dazu stieg das Fermentationsvolumen analog um ca. 31 % an. Damit ist ein geringer Abfall
der theoretischen Raumbelastung und nahezu gleichwertiger Anstieg der theoretischen Verweilzeit
verbunden. Der ähnliche Anstieg der TS- und FoTS-bezogenen Substratleistungen kann durch den
ausschließlichen Einsatz von NawaRo und den somit nur geringfügigen Änderungen der
durchschnittlichen Vergärbarkeit erklärt werden.
Betrachtet man die produzierte Bruttostrommenge beider Vergleichsjahre, so unterliegt diese einer
Steigerung von 24,4 %. Die Bruttowärmemenge erhöht sich um 24,6 %. Der gleiche Anstieg beider
Energien kann mit den ähnlichen Leistungszahlen der installierten BHKW erklärt werden. Werden beide
Bruttoenergiemengen addiert, so errechnet sich ein mittlerer Anstieg von 24,5 % gegenüber dem Jahr
2007. Somit ist Steigerung der zugeführten FoTS-bezogenen Substratenergiemenge nur um ca. 2 %
Ergebnisse
72
höher als die der Bruttoenergiemenge. Damit verbunden ergibt sich eine konstante Kapazitätszahl in
den Jahren 2007 und 2010.
In allen betrachteten Jahren unterlag die Bruttoarbeitsausnutzung einer relativ geringen Schwankung
von 0,88 bis 0,91, ausgenommen vom Umbaujahr 2008 mit ca. 0,8.
Abbildung 27: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade der BGA 10 für die
Betriebsjahre 2007 – 2010
Der TS-bezogene Brennstoffausnutzungsgrad (BSAG) auf Nutzenergieebene, in Abbildung 27 schwarz
markiert, erhöht sich relativ um 63 % von 27,8 auf 45,5 % mit einem starken Anstieg zwischen 2008
und 2009. Der Hauptgrund liegt in der begonnen Wärmenutzung durch die Stallbeheizung und durch
das Satelliten-BHKW-gestützte Wärmenetz. Die Steigerung des BSAG in 2010 kann mit der zusätzlichen
Gärresttrocknung in Verbindung gebracht werden, die zusätzliche Nutzwärmemengen bezieht. Bei der
Betrachtung des BSAG unter Bezug auf die FoTS-bezogene Substratleistung steigt dieser von 39,8 %
auf 64,4 %. Damit steigt die Brennstoffausnutzung auf Nutzenergieebene fast auf den Wert der
Nettoenergieausbeute, was für eine fast vollständige Nutzung der produzierten Energiemengen spricht.
Nach der Substratumstellung ist das Verhältnis von Substratenergie zu Bruttoenergie nur leicht
gesunken. Die nahezu gleichen Kapazitätszahlen und die sich nur geringfügig unterscheidende
Bruttoarbeitsausnutzung in den Jahren 2007 und 2010 zeigen, dass die Erweiterung des
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Arb
eit
sau
sn
utz
un
g
[-]
Kapazitätszahl [-]
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (TS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (TS-bezogen)
mittl. Brennstoffausnutzungsgrad (FoTS-bezogen)
mittl. Nettoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
mittl. Bruttoenergieausbeute (FoTS-bezogen)
20
09
20
07
20
10
20
08
20
09
20
10
20
07
20
08
Ergebnisse
73
Fermentationsvolumens einen entscheidenden Beitrag zur Beibehaltung der Effizienz im Zuge der
Leistungssteigerung der Anlage leistete. Der Zubau des dritten BHKW und die damit verbundene
Leistungssteigerung sowie der Ausbau der Wärmenutzung durch das Wärmenetz und die
Stallbeheizung haben zur gewünschten Effizienzsteigerung der Biogasanlage und einem erheblichen
Anstieg des BSAG beigetragen. Diese beruht maßgeblich auf der Nutzung der zuvor ungenutzten BHKW-
Abwärme.
Vergleich der Biogasanlagen 3.2.11
Die zuvor bilanzierten Biogasanlagen werden vergleichend dargestellt. Der Vergleich beruht auf dem
FoTS-bezogenen Brennstoffausnutzungsgrad. Somit sind alle durchgeführten Maßnahmen (auch der
Ausbau der Wärmenutzung) abgebildet. Auch ist der Substrateinfluss durch den energetischen Bezug
auf die FoTS ausgeblendet, um Einsatzstoffe wie Gülle oder Mist nicht systematisch gegenüber NawaRo
zu benachteiligen (vgl. Kapitel 2.2.1). In Tabelle 27 sind die durchgeführten Maßnahmen der einzelnen
Biogasanlagen aufgelistet. In Abbildung 28 ist der graphische Vergleich zu sehen.
Tabelle 27: Übersicht der durchgeführten Repoweringmaßnahmen der Biogasanlagen 01 bis 10
Durchgeführte
Maßnahme
BGA
01
BGA
02
BGA
03
BGA
04
BGA
05
BGA
06
BGA
07
BGA
08
BGA
09
BGA
10
Substratänderung
Zu
ga
be
vo
n S
pu
ren
ele
me
nte
n
x x
x x
Gä
rre
sts
ep
ara
tio
n
Substrataufbereitung/-
aufschluss x
Um
ste
llu
ng v
on
VO
V-B
HK
W a
uf
Bio
me
tha
n-
ein
sp
eis
un
g
Erhöhung des Fer-
mentationsvolumens x
x x x
Gasdichte Abdeckung
des Gärrestlagers x
Ersatz/ Austausch
von Alt-BHKW x
Erhöhung der
BHKW-Leistung x
x
Bau Rohgasleitung/
Satelliten-BHKW x
x
Ausbau der
Wärmenutzung x x x x x x x
Ergebnisse
74
Abbildung 28: Änderungen der FoTS-bezogenen Brennstoffausnutzgrade (Nutzenergieebene) vom ersten zum letzten
Bilanzjahr der BGA 01 bis 10 im Überblick
Die mittleren FoTS-bezogenen Brennstoffausnutzungsgrade bewegen sich zwischen 0,329 und 0,644.
Bei allen Anlagen sind zum Teil deutliche Änderungen im Vergleich zum ersten Bilanzjahr vor der
Repoweringmaßnahme erkennbar. Die meisten Anlagen konnten den Brennstoffausnutzungsgrad und
damit die Effizienz steigern. Nur die Anlagen BGA 03 und BGA 09 sinken leicht in der Effizienz. Große
Effekte sind insbesondere bei den Anlagen 05, 07, 08 und 10 sichtbar, die zumeist auf einer enormen
Steigerung des Wärmeabsatzes beruhen. Anlagen mit einem hohen Nutzwärmeabsatz bewegen sich
oberhalb eines FoTS-bezogenen Brennstoffausnutzungsgrades von 0,5. Alle anderen Anlagen haben
energetisches Potential, die Nutzenergiemenge zu steigern. Die Anlage BGA 07 sticht durch einen
nahezu horizontalen Verlauf im K-nA-Diagramm heraus. Grund ist die enorme Reduktion der
Einsatzstoffmenge (Verringerung der zugeführten Substratleistung) bei zeitglich konstant bleibender
Leistung des BHKW. Hierdurch wird die Kapazitätszahl direkt beeinflusst. Die meisten Anlagen bewegen
sich nach dem Repowering in einem Bereich der Kapazitätszahl von 0,7 bis 0,9. Ausgenommen sind die
Anlagen BGA 06 und BGA 08. Dies deutet auf eine relativ hohe zugeführte Substratleistung (BGA 06)
bzw. auf ein großzügig dimensioniertes BHKW (BGA 08) hin.
Im K-nA-Diagramm sind nicht nur die Beträge der Effizienzänderung, sondern auch die Richtung der
Änderungen interpretier- und konkreten Maßnahmen zuordenbar. Hierzu wird auf das Kapitel zur
Sensitivitätsbetrachtung 3.2.12 verwiesen.
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Arb
eit
sau
snu
tzu
ng
[-]
Kapazitätszahl [-] (FoTS-Bezug)
BGA06
BGA 05
BGA 09
BGA 01
BGA 04
BGA 03
BGA 07
BGA 08
BGA 02
BGA 10
𝑛𝐴
=𝑊
𝑒𝑙,𝑛
𝑒𝑡𝑡𝑜
+𝑄
𝑛𝑢
𝑡𝑧
(𝑃𝑁
+𝑄
𝑁)
∙𝑇𝑁
𝐾 =𝑃𝑁 + �̇�𝑁
Σ �̇�𝑖 ∙ 𝐻𝑆,𝑖
Ergebnisse
75
Abbildung 29: Überblick der relativen Änderungen der FoTS-bezogenen Brutto-, Netto- und Nutzenergieausbeuten
(Brennstoffausnutzgrade) vom ersten zum letzten Bilanzjahr der BGA 01 bis 10
Abbildung 29 zeigt die relative Änderung der einzelnen Anlagen vom Vorläuferjahr zum Nachfolgejahr
der Repoweringmaßnahme auf Brutto,- Netto- und Nutzenergieebene (FoTS-bezogene Darstellung).
Auf Bruttoenergieebene sind kaum bedeutsame Änderungen festzuhalten. Bei 7 von 10 Anlagen sind
leichte Verschlechterungen der Bruttoenergieausbeute zu verzeichnen. Mit Ausnahme der BGA 05 und
07 bewegen sich die Änderungen insgesamt in einem Bereich von -6,9 % bis +2,0 %. Dies sind Anlagen,
die nahe dem ursprünglich geplanten Betrieb betrieben wurden. Die leichten Änderungen der
Bruttoenergieausbeute können zumeist nicht ursächlich der Repoweringmaßnahme zugeschrieben
werden. Es ist davon auszugehen, dass Schwankungen der Energieproduktion innerhalb einzelner
Betriebsjahre für die Änderungen mitverantwortlich zu machen sind. Eine exakte Fassung der Anteile
der Biogasproduktion und der Biogaskonversion ist im Rahmen dieses Vorhabens nicht vollzogen
worden. Bei den BGA 05 und BGA 07 muss davon ausgegangen werden, dass die
Repoweringmaßnahmen dem Herstellen des ursprünglich geplanten Betriebs galten und dadurch eine
sehr hohe Effizienzsteigerung erzielt wurde. Die nachfolgende Abbildung 30 zeigt die absoluten
Bruttoenergieausbeuten der Biogasanlagen 01 bis 10 im Überblick.
-30%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
BGA 01 BGA 02 BGA 03 BGA 04 BGA 05 BGA 06 BGA 07 BGA 08 BGA 09 BGA 10
Re
lati
ve Ä
nd
eru
ng
Bruttoenergieausbeute Nettoenergieausbeute mittl. Brennstoffausnutzungsgrad
Ergebnisse
76
Abbildung 30: FoTS-bezogene Bruttoenergieausbeuten des jeweils letzten Bilanzjahres der BGA 01 bis 10 im Überblick
Bis auf die Anlage 06 erreichen alle Biogasanlagen FoTS-bezogene Bruttoenergieausbeuten zwischen
0,673 und 0,803. Alle der hier dargestellten Biogasanlagen produzieren ganzjährig gleichbleibend
Strom/Wärme/Biomethan, ohne einem auf Flexibilität ausgerichteten Einspeisefahrplan zu folgen. Sie
bewegen sich oberhalb einer Arbeitsausnutzung von 0,8 und einer Kapazitätszahl von 0,7 bis 0,9.
Insbesondere die Biogasanlagen 07, 04 und 10 können auf Bruttoenergieebene als sehr gut eingestuft
werden.
Grund für die geringere Bruttoenergieausbeute der BGA 06 ist die niedrige Kapazitätszahl, bedingt
durch eine hohe Substratenergiezufuhr, welche durch die installierte BHKW-Leistung nicht verwertet
wird (vgl. Kapitel 3.2.6). Auf Seiten der Arbeitsausnutzung fallen die Anlagen 02 und 08 auf, die beide
unterhalb einer Arbeitsausnutzung von 0,8 liegen. Diesen beiden Anlagen können gewisse Leistungs-
reserven unterstellt werden, die bei einer Erhöhung der Substratzufuhr zur Steigerung des Strom- und
Wärme- sowie des Biomethanoutputs genutzt werden könnten.
Die Arbeitsausnutzung in Abbildung 30 bezieht sich auf die theoretisch mögliche Strom- und/oder
Wärmeproduktion des Konversionsaggregates und bildet auf Bruttoenergieebene die tatsächliche
Auslastung des Aggregates ab. Eine sich ändernde Arbeitsausnutzung könnte so mit einer
veränderlichen Effizienz (Wirkungsgrad) oder einer Änderung der erbrachten Betriebsstunden und
Lastfälle des Aggregates zusammenhängen. Sinkt die Arbeitsausnutzung aufgrund von Ausfällen der
Biogaskonversion, ist dies durch den Anlagenbetreiber relativ schnell und einfach feststellbar.
Entsprechende Kontrollroutinen und Alarmketten im Störungsfall sind an Biogasanlagen etabliert.
Ursachen seitens der Gasproduktion hingegen sind schwieriger zu ergründen. Es muss eine
Unterscheidung getroffen werden, ob ein ineffizienter biologischer Prozess oder Biogasverluste (Fackel,
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2
Arb
eit
sau
snu
tzu
ng
[-]
Kapazitätszahl [-] (FoTS-Bezug)
BGA06BGA 05
BGA 09
BGA 01
BGA 04
BGA 03
BGA 07
BGA 08
BGA 02
BGA 10
𝐾 =𝑃𝑁 + �̇�𝑁
Σ �̇�𝑖 ∙ 𝐻𝑆,𝑖
𝑛𝐴
=𝑊
𝑒𝑙,𝑏
𝑟𝑢𝑡𝑡
𝑜+
𝑄𝑏
𝑟𝑢𝑡𝑡
𝑜
(𝑃𝑁
+𝑄
𝑁)
∙𝑇𝑁
Ergebnisse
77
Überdrucksicherung, Leckagen) für die unzureichende Auslastung des Konversionsaggregates
verantwortlich sind. Eine korrekte messtechnische Erfassung der produzierten Biogasmenge und die
betriebliche Erfassung von Fackellaufzeiten sowie von Auslöseereignissen der Überdrucksicherungen
(bspw. über die Erfassung des Gasspeicherdruckes) können helfen, Ursachen für eine
Minderversorgung des eigentlichen Konversionsaggregates aufzudecken. Gelingt dies mit dem
Ergebnis, dass der Betrieb der Biogasanlage zu keinen Gasverlusten führt, kann die Gasproduktion als
ursächlich für die geringe Arbeitsausnutzung angesehen werden. In diesem Fall kann die Bilanzierung
der Bruttoenergieausbeute Aussagen zur Effizienz der Prozessbiologie der Biogaserzeugung liefern.
Einschränkend muss festgehalten werden, dass die Differenzierung zwischen Biogasverlusten und
verminderter Biogasproduktion in der Praxis oftmals aufgrund der unzureichenden qualitativen und
quantitativen Erfassung von Verlustmengen nicht möglich ist.
Die prinzipiellen Auswirkungen einer fehlenden Biogasmenge zur Vollauslastung der Konversionseinheit
sind im Kapitel zur Sensitivitätsanalyse unter 3.2.12.2 beschrieben. Da während des Betriebs der
Biogasanlage eine zu geringe Gasproduktion oftmals mit einer Erhöhung der zugeführten Einsatzstoff-
respektive Energiemenge ausgeglichen wird, sinkt im K-nA-Diagramm die Kapazitätszahl. Das
Output/Input-Verhältnis nimmt ab. Eine sinkende Kapazitätszahl bei gleichzeitig konstant oder im
schlechteren Fall abnehmender Arbeitsausnutzung ist demnach ein weiteres Indiz einer
unzureichenden Gasproduktion oder übermäßigen Gasverlusten (vgl. Kapitel 0). Als Beispiel kann die
Biogasanlage 06 herangezogen werden. Unabhängig davon welche der beiden Kennzahlen
(Arbeitsausnutzung oder Kapazitätszahl) herangezogen wird, ist ein messtechnisch fundiertes
Prozessmonitoring von Nöten, um eine Entscheidung treffen zu können, wo die Minderversorgung des
Konversionsaggregates ihren Ursprung hat. Hierfür sind weitere und originär nicht in der Methode zur
Bestimmung des Brennstoffausnutzungsgrades verwendete Messgrößen und Methoden zu erheben
bzw. anzuwenden. Bruttoenergieausbeute, Kapazitätszahl und Arbeitsausnutzung können hierbei als
einfach zu erhebende Effizienzkennzahlen berechnet und als erste Hinweisgeber auf Effizienzdefizite
der Biogasproduktion angewendet werden.
Auf Nettoenergieebene sind bei 5 von 10 Anlagen geringe Änderungen vom ersten zum letzten
Bilanzjahr zu verzeichnen, die sich in der Regel zwischen - 5,1 % und + 6,5 % bewegen (Abbildung 29).
Als herausragend sind wieder BGA 05 (+ 32,3 %) und BGA 07 (+37,3 %) zu nennen, die aufgrund der
durchgeführten Maßnahmen zum bestimmungsmäßigen Betrieb fanden. Die BGA 08 hingegen hat
große Einbußen zu verzeichnen, da durch die Umstellung von Vor-Ort-Verstromung auf
Biomethaneinspeisung der Prozessenergiebedarf enorm anstieg. Dies schlägt sich in einem um
- 20,2 % verringerten Nettoenergieoutput nieder. Festzuhalten ist, dass sich Bruttoenergie- und
Nettoenergieausbeute gegenläufig entwickeln können. Dies ist bspw. bei den Anlagen BGA 01 und
BGA 02 der Fall, bei denen sich die Repoweringmaßnahmen positiv auf den spezifischen
Eigenenergiebedarf auswirkten.
Auf Nutzenergieebene beruhen die Steigerungen maßgeblich auf einer Erhöhung des Wärmeabsatzes.
Nur in geringem Umfang wirken sich Maßnahmen aus, die direkt auf einer Erhöhung der Brutto- und
Nettoenergieausbeute beruhen (effizienteres BHKW, Durchsatzsteigerung mit Erweiterung der BHKW-
Leistung was zu einer Verringerung des spezifischen Eigenenergiebedarfes führt). Der
Brennstoffausnutzungsgrad der BGA 08 steigt trotz verringerter Nettoenergieproduktion, da das
Biomethan-BHKW mit einer 100 %-igen Wärmenutzung veranschlagt wurde. Dadurch wird ein positiver
energetischer Effekt trotz gestiegenen Eigenenergiebedarfes erzielt.
Ergebnisse
78
Sensitivitätsbetrachtung 3.2.12
Ausgehend von den Grundannahmen in Kapitel 2.2.2 werden nachfolgend einzelne Parameter variiert,
um deren Einfluss auf die energetische Bilanzierung aufzuzeigen. Die Ergebnisse des idealisierten
Prozesses sind umfänglich in
Tabelle 2 und zusammenfassend nochmals in Tabelle 28 dargestellt. Diese Ergebnisse werden durch
die Parametervariation beeinflusst. Die entsprechenden Änderungen sind in den nachfolgenden
Unterkapiteln dargestellt. Die Variation innerhalb der Darstellung der Einzelparameter erfolgt in einem
Bereich von – 50 % bis + 50 % des ursprünglichen Wertes. Abbildung 36 bis Abbildung 38 zeigen die
betrachteten Parameter nochmals vergleichend auf Brutto-, Netto- und Nutzenergieebene in einem
Variationsbereich von – 100 % bis 100 %.
Tabelle 28: Ergebnisüberblick auf Basis der Grundannahmen zur energetischen Sensitivitätsbetrachtung
Kenngröße Bruttoenergie-
ausbeute
Nettoenergie-
ausbeute
Brennstoff-
ausnutzungsgrad
(Nutzenergieausbeute)
Kapazitätszahl 0,766
Arbeitsausnutzung 1,000 0,856 0,645
Mittl. Energieausbeute 0,766 0,656 0,494
3.2.12.1 Variation der Substratleistung
Ausgehend von der vollständigen Nutzung der im Substrat enthaltenen Energiemenge können über die
Variation des Inputenergiestromes die Auswirkungen auf die Energieeffizienz einer Biogasanlage
dargestellt werden. Die Abbildung 31 zeigt die Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und
der Ausbeuten in Abhängigkeit der Substratleistung.
Ergebnisse
79
Abbildung 31: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in Abhängigkeit der zugeführten
Substratleistung ( bei Nutzwärmeauskopplung 50 %); links: K-nA-Diagramm; rechts: PSub-�̅�-Diagramm
Die Energieausbeuten aller Bilanzierungsebenen (Brutto, Netto, Nutz) werden direkt beeinflusst. Bei
steigendem Inputenergiestrom sinken diese aufgrund der kleiner werdenden Kapazitätszahl. Es wird
mehr Energie zugeführt als durch das BHKW umgewandelt werden kann (PSub > PFWL). Die
Arbeitsauslastung verweilt bei den jeweils maximalen Werten der einzelnen Bilanzierungsebenen,
resultierend aus den getroffenen Grundannahmen zum Zeitintervall, Eigenbedarfen und maximalem
Nutzwärmeabsatz. Bei steigendem Inputenergiestrom verhält sich die Nettoenergieausbeute gleich der
Bruttoenergieausbeute, nur um den Betrag der Eigenbedarfe reduziert. Dies kann auch auf den
Brennstoffausnutzungsgrad übertragen werden, unter Berücksichtigung der unterstellten
Wärmenutzung von 50 % der Nettowärmemenge.
Bei sinkendem Inputenergiestrom bleibt die Bruttoenergieausbeute bei ihrem Maximalwert, da die
Kapazitätszahl steigt. Das BHKW kann die zugeführte Energie vollständig verwerten, muss dafür aber
nur einen Bruchteil der ursprünglichen Zeit betrieben werden. Dies spiegelt im Grunde den Fall einer
Überbauung einer Biogasanlage zur flexiblen Stromerzeugung wider. Die Effizienz auf
Bruttoenergieebene bleibt unverändert. Allerdings sinkt die absolute Energieproduktion, da generell
weniger Energie der Anlage zugeführt wird. Die Nettoenergieausbeute sinkt im stärkeren Maße als die
Bruttoenergieausbeute, da die Eigenbedarfe entsprechend der Grundannahmen konstant bleiben, mit
sinkender Bruttoenergieausbeute spezifisch jedoch zunehmen.
Der Brennstoffausnutzungsgrad steigt zunächst bis er den Wert der Nettoenergieausbeute erreicht.
Ursache ist der spezifisch steigende Nutzwärmeanteil, der bei vermindertem Energieinput und
Bruttoenergieoutput bis auf 100 % der Nettowärmemenge steigt. In diesem Fall bis auf 0,583. Unter
den gegebenen Rahmenbedingungen (Eigenbedarfe, Nutzwärmemenge) wäre ein Betrieb bei
verminderter Substratzufuhr um 40 % der effizienteste Betriebspunkt. Nach Erreichen dieses
Betriebspunktes nimmt der Brennstoffausnutzungsgrad die Werte der Nettoenergieausbeute an und
sinkt mit diesem gleichermaßen. Die unterstellte Wärmenutzung von 50 % kann dann nicht mehr
vollständig bedient werden. Würde ein anderes Maß der Nutzwärmeauskopplung zugrunde liegen,
würde sich der aus energetischer Sicht effizienteste Betriebspunkt entsprechend verschieben.
0,0
0,1
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0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5
Arb
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g [
-]
Kapazitätszahl [-]
Bruttoenergieausbeute
Nettoenergieausbeute
Mittl. Brennstoffausnutzungsgrad
0,30
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0,40
0,45
0,50
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+50%+40%+30%+20%+10%0%-10%-20%-30%-40%-50%
Ener
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/ B
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un
gsgr
ad
Variation Substratleistung
Bruttoenergieausbeute
Nettoenergieausbeute
Mittl. Brennstoffausnutzungsgrad
Ergebnisse
80
Die Steigerung der zugeführten Substratenergiemenge wird im K-nA-Diagramm als horizontale
Verschiebung der Kapazitätszahl dargestellt. Sinkt die zugeführte Substratenergiemenge, so bewegen
sich die Ausbeuten entlang der Linien gleichen Brennstoffausnutzungsgrades, wobei die Einflüsse des
spezifischen Eigenenergiebedarfes auf Nettoenergieebene und der tatsächlichen Wärmeauskopplung
auf Nutzenergieebene deren Verlauf leicht beeinflussen.
Die Beeinflussung der zugeführten Substratenergie kann durch eine Vielzahl an Maßnahmen erreicht
werden. Zu nennen wären bspw. die Anpassung des Substratspektrums mit einer Änderung der
zugeführten Substratleistung bzw. eine Änderung der absoluten Einsatzstoffmenge (vgl. BGA 07) durch
Steigerung der Biogasausbeute per Abdeckung des Gärrestlagers, durch zusätzliche Gärbehälter (BGA
05 und 06) oder durch die Installation eines effizienteren BHKW (BGA 01). Ebenso zu nennen sind alle
Maßnahmen, die zu einer Verbesserung des biologischen Abbaus führen und durch die der
Substrateinsatz reduziert werden kann.
3.2.12.2 Variation der zur Verfügung stehenden Gasleistung
Die Gasleistung soll variiert werden, um eine sich ändernde Gasbildung des biochemischen Prozesses,
etwaige Gasverluste durch Leckagen oder das ungewollte Ansprechen der Sicherheitseinrichtungen zu
simulieren. Hierbei bleiben die zugeführte Substratleistung Psub, die Nennleistungen des BHKW und die
Wärmenutzung unverändert bei den im Kapitel 2.2.2 genannten Ausgangswerten. Abbildung 32 zeigt
die Veränderungen der Arbeitsausnutzung und Ausbeuten.
Abbildung 32: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in Abhängigkeit der zur Verfügung
stehenden Gasleistung (bei Nutzwärmeauskopplung 50 %); links: K-nA-Diagramm; rechts: PGas-�̅�-Diagramm
Aufgrund der unveränderten Substratleistung und der installierten Nennleistungen des BHKW bleibt die
Kapazitätszahl bei ihrem ursprünglichen Wert. Alle Änderungen des energetischen Outputs basieren auf
einer sich verändernden Arbeitsausnutzung und verlaufen vertikal auf einer Achse bei K = 0,77.
Durch eine verminderte Energiezufuhr am Eingang des BHKW sinkt die Bruttoenergieausbeute direkt.
Ausgangspunkt ist ein Nutzungsgrad von 1, da unterstellt wurde, dass Gasproduktion sowie
0,0
0,1
0,2
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Kapazitätszahl [-]
Bruttoenergieausbeute
Nettoenergieausbeute
Mittl. Brennstoffausnutzungsgrad0,0
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g [
-]
Kapazitätszahl [-]
Bruttoenergieausbeute
Nettoenergieausbeute
Mittl. Brennstoffausnutzungsgrad
Ergebnisse
81
Gasverwertung zu 100 % des Betrachtungszeitraumes von 1 Stunde bei maximaler Leistung betrieben
werden. Das Minimum der Bruttoenergieausbeute beträgt 0 sobald kein Gas mehr dem BHKW zur
Verfügung steht. Maximal kann die Arbeitsausnutzung den Wert 1 erreichen, d.h. das BHKW kann bei
Nennfeuerungswärmeleistung während des gesamten Betrachtungszeitraumes betrieben werden.
Prinzipiell durchläuft die Nettoenergieausbeute die gleichen Änderungen wie die
Bruttoenergieausbeute, nur um den Betrag der Eigenbedarfe verringert. Minimum ist auch hier der Wert
0, das Maximum beläuft sich auf 0,856, was den Ausgangswert der Nettoarbeitsausnutzung innerhalb
der Sensitivitätsanalyse entspricht (vgl. Tabelle 28). Die Nettoenergieausbeute variiert je nach Grad der
Variation zwischen 0 und 0,656.
Der Brennstoffausnutzungsgrad erreicht sein Maximum, wenn die zur Verfügung stehende Gasleistung
der Nennfeuerungswärmeleistung des BHKW entspricht. Sobald die Gasleistung kleiner als die
Feuerungswärmeleistung wird, beginnt auch der Brennstoffausnutzungsgrad zu sinken. Zwischen den
Parametervariablen 0 % und -40 % sinkt der Brennstoffausnutzungsgrad in geringerem Maße als im
Bereich der Parametervariation von -40 % bis -100 %, da die Nutzwärmeauskopplung spezifisch steigt.
Nimmt die Parametervariation zu (< -40 %), so nimmt der Brennstoffausnutzungsgrad die Werte der
Nettoenergieausbeute an, da die gesamte Nettowärmemenge als Nutzwärme abgegeben werden kann.
Die relative Änderung des BSAG nimmt allerdings zu. Das Minimum des Brennstoffausnutzungsgrades
beträgt wie auf Brutto- und Nettoenergieebene 0,0 bei einer Parametervariation von -100 %.
Für alle drei Bilanzierungsebenen gilt, dass ein Anstieg der Gasausbeute zu keiner Steigerung der
Energieausbeuten führt, da das BHKW maximal in Höhe der Nennfeuerungswärmeleistung betrieben
werden kann. Übersteigt die bereitgestellte Gasleistung die installierte Nennfeuerungswärmeleistung
des BHKW, wären die zugeführten Substratmengen zu reduzieren, was eine Veränderung der
Ausbeuten, wie unter Kapitel 0 dargestellt, mit sich bringen würde.
3.2.12.3 Variation des Eigenenergiebedarfes
Nachfolgend wird der Einfluss eines sich ändernden Eigenstrom- und Eigenwärmebedarfes dargestellt.
Die Darstellung erfolgt getrennt in Abbildung 33 und Abbildung 34.
Ergebnisse
82
Abbildung 33: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in Abhängigkeit des
Eigenstrombedarfes (bei Nutzwärmeauskopplung 50 %); links: K-nA-Diagramm; rechts: Peigen - 𝜔 ̅̅̅- Diagramm
Abbildung 34: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in Abhängigkeit des
Eigenstrombedarfes (bei Nutzwärmeauskopplung 50 %); links: K-nA-Diagramm; rechts: Weigen - �̅� - Diagramm
Die Variationen des Eigenstrom- und Eigenwärmebedarfes haben keine Auswirkungen auf die
Kapazitätszahl. Die zugeführte Substratleistung und die installierten Nennleistungen des BHKW bleiben
von einer Änderung unberührt. Die Bruttoenergieausbeute bleibt unveränderlich bei 0,776. Sie wird
durch die Änderung des Eigenbedarfes nicht beeinflusst, da dieser bilanziell der Bruttoenergieebene
nachgelagert ist. Ausgehend von den Grundannahmen beläuft sich die Nettoenergieausbeute auf
0,656. Wird einer der beiden Eigenbedarfe auf 0 % gesenkt, so kommt nur noch der jeweils andere zum
Tragen. Die Nettoenergieausbeute stiege um 4 % auf 0,685 (bei 0 % Eigenstrombedarf) bzw. um 12,4 %
auf 0,737 (bei 0 % Eigenwärmebedarf). Würden beide Parameter Eigenstrom und Eigenwärmebedarf
gleich Null, so würde die Nettoenergieausbeute den Wert der Bruttoenergieausbeute annehmen.
0,0
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0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5
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Kapazitätszahl [-]
Bruttoenergieausbeute
Nettoenergieausbeute
mittlerer Brennstoffausnutzungsgrad
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Variation Eigenstrombedarf
Bruttoenergieausbeute
Nettoenergieausbeute
mittlerer Brennstoffausnutzungsgrad
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0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5
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Kapazitätszahl [-]
Bruttoenergieausbeute
Nettoenergieausbeute
mittlerer Brennstoffausnutzungsgrad
0,30
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+50%+40%+30%+20%+10%0%-10%-20%-30%-40%-50%
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Variation Eigenwärmebedarf
Bruttoenergieausbeute
Nettoenergieausbeute
mittlerer Brennstoffausnutzungsgrad
Ergebnisse
83
Der mittlere Brennstoffausnutzungsgrad folgt der Änderung der Nettostromausbeute in gleichem Maße.
Grund ist die unterstellte Nutzung/Einspeisung der Nettostromausbeute zu 100 %. Das heißt, eine
Reduktion des Stromeigenbedarfes wirkt sich direkt auf die Nutzstrommenge aus. Wird die
Nettowärmemenge durch eine Änderung des Eigenwärmebedarfes erhöht oder vermindert, so hat dies
nur bei einer 100 %-igen Nutzung der Nettowärmemenge direkte Auswirkungen auf den
Brennstoffausnutzungsgrad. Anders als beim Strom wurden nur 50 % der Nettowärmemenge zur
Nutzung unterstellt, d.h. eine Verringerung des Eigenwärmebedarfes hat im unterstellten Fall keinen
energetischen Nutzen auf Nutzenergieebene (vgl. Abbildung 34). Auf Nutzenergieebene unterscheiden
sich die Auswirkungen der Variation des Stromeigen- und Wärmeeigenbedarfes voneinander.
Festzuhalten ist, dass der Anstieg der Graphen der Nettoenergieausbeuten und der
Brennstoffausnutzungsgrade sich mit der Höhe des Ausgangswertes verändern. Je größer der
spezifische Eigendarf in der Ausgangssituation, desto gravierender ist dessen Einfluss auf die
Nettoenergieproduktion.
3.2.12.4 Variation des Nutzwärmeanteils
Abschließend soll die für Biogasanlagen wichtige Nutzwärmeauskopplung betrachtet werden. Sie stellt
als einzige Repoweringmaßnahme eine Optimierungsmöglichkeit auf Nutzenergieebene dar. Sie dient
der Steigerung des Energieabsatzes ohne die eigentliche Energieproduktion zu beeinflussen. Abbildung
35 zeigt die Auswirkungen der Nutzenergieauskopplung auf die Energieeffizienz.
Abbildung 35: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in Abhängigkeit der Nutzwärme-
auskopplung; links: K-nA-Diagramm; rechts: Qnutz - 𝜔 ̅̅̅- Diagramm
Das Maß der Nutzwärmeauskopplung beeinflusst ausschließlich die Arbeitsausnutzung der
Biogasanlage, sodass sich eine vertikale Verschiebung des Anlagenbetriebspunktes im K-nA-Diagramm
ergibt. Die installierten Nennleistungen und die zugeführte Substratleistung bleiben unberührt, somit
die Kapazitätszahl konstant. Die Brutto- und Nettoenergieausbeuten bleiben ebenso unverändert, da
die Variation der Wärmenutzung auf die Nutzenergieebene beschränkt ist.
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Bruttoenergieausbeute
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Variation Nutzwärmeauskopplung
Bruttoenergieausbeute
Nettoenergieausbeute
mittlerer Brennstoffausnutzungsgrad
Ergebnisse
84
Ausgehend von einer 50 %-igen Nutzung der bereitgestellten Nettowärmemenge, wird bei einer
Verdopplung der Nutzwärmemenge das Maximum der möglichen Nutzwärmemenge erreicht. Der
Brennstoffausnutzungsgrad ist dann gleich der Nettoenergieausbeute und beträgt 0,656.
Voraussetzung ist, dass die erzeugte Nettostrommenge zu 100 % als Nutzstrommenge Absatz findet
(dies ist bei den hier durchgeführten Betrachtungen eine Grundannahme). Unter den gegebenen
Rahmenbedingungen stellt dies den effizientesten Betriebspunkt der Biogasanlage dar. Erfolgt eine
Minderung der Nutzwärmeauskopplung auf 0 % der Nettowärmemenge, so verringert sich der
Brennstoffausnutzungsgrad auf das Niveau der Nettostromausbeute (hier gleichzusetzen mit der
Nutzstromausbeute von 0,328).
Zusammenfassung Parametervariation 3.2.13
Um das Maß des Einflusses der einzelnen Parameter darzustellen, werden im Folgenden die Ausbeuten
über die Parametervariation dargestellt. Hierbei wird zwischen den einzelnen Bilanzierungsebenen
Brutto, Netto und Nutz unterschieden. Abbildung 36 zeigt den Einfluss auf Bruttoenergieebene.
Abbildung 36: Überblick der Parametervariationen auf Bruttoenergieebene (Bruttoenergieausbeute)
Nur die Beeinflussung der Substratleistung und der im Biogas enthalten Brennstoffleistung (im
Diagramm als Gasleistung bezeichnet) haben einen Einfluss auf die Bruttoenergieausbeute. Mit
sinkender Gasproduktion sinken die Bruttoenergieausbeuten direkt proportional. Dem
Konversionsaggregat steht zunehmend weniger Energie zur Verfügung, bis die Energiezufuhr und
Energieproduktion den Wert 0 erreicht (Parametervariation -100 %). Eine steigende Gasproduktion hat
bei vollausgelastetem Konversionsaggregat keinen Einfluss auf die Bruttoenergieausbeute, da die
zusätzliche Leistung nicht verwertet werden kann. Die Bruttoenergieausbeute bleibt dann konstant.
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+100%+80%+60%+40%+20%0%-20%-40%-60%-80%-100%
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ParametervariationSubstratleistung Gasleistung EigenstrombedarfEigenwärmebedarf Nutzwärmemenge
Ergebnisse
85
Dem gegenüber steht eine Reduktion der Substratleistung. Diese bewirkt, dass die
Bruttoenergieausbeute konstant bleibt, da sich Energieproduktion und Energiezufuhr im gleichen Maße
verringern. Mit steigender Substratzufuhr verschlechtert sich allerdings die Bruttoenergieausbeute, da
sich das Verhältnis Output/Input (Kapazitätszahl) verringert und somit die Bilanz verschlechtert. Die
Variation der Eigenbedarfe und der Nutzwärmeauskopplung haben keinen Einfluss auf die
Bruttoenergieausbeute. Somit verbleibt nur die Steigerung der Gasausbeute, bei zeitgleicher
Beibehaltung der Energieproduktionsleistung als Optimierungsmaßnahme den Substrateinsatz zu
verringern und landwirtschaftliche Flächen freizugeben. In Abbildung 37 werden die Auswirkungen auf
Nettoenergieebene dargestellt.
Abbildung 37: Überblick der Parametervariationen auf Nettoenergieebene (Nettoenergieausbeute)
Es zeigt sich, dass der Einfluss der Gasleistung auf die Nettoenergieproduktion im gleichen Maße wirkt,
wie auf Bruttoenergieebene. Dies gilt auch für die Zunahme der Substratleistung. Eine abnehmende
Substratleistung verringert jedoch die Nettoenergieausbeute, da die absoluten Eigenbedarfe als
konstant angenommen wurden, sich relativ zum Output jedoch erhöhen. Bei sehr starker Reduzierung
der Substratleistung werden die Eigenbedarfe größer als die Bruttoenergieproduktion. Die
Nettoenergieausbeute geht gegen 0 bis sie oberhalb einer Reduktion von rund -86 % negative Werte
annimmt (nicht im Diagramm dargestellt). Die Variation der Eigenbedarfe bewirkt leichte Änderungen in
positiver und negativer Richtung gleichermaßen. Hierbei übt der Wärmeeigenbedarf einen größeren
Einfluss aus als der Eigenstrombedarf. Ursache ist der prozentual höhere Eigenbedarf, der eine
stärkere Varianz hervorruft. Eine Variation des Nutzwärmeabsatzes hat keinen Einfluss auf die
Nettoenergieausbeute.
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-]
ParametervariationSubstratleistung Gasleistung EigenstrombedarfEigenwärmebedarf Nutzwärmemenge
Ergebnisse
86
Abbildung 38 stellt den Einfluss der aufgeführten Kenngrößen auf den Brennstoffausnutzungsgrad dar.
Abbildung 38: Überblick der Parametervariationen auf Nutzenergieebene (mittlerer Brennstoffausnutzungsgrad)
Der Einfluss einer reduzierten Gasleistung auf den Brennstoffausnutzungsgrad ist abhängig vom Grad
der Nutzwärmeauskopplung. Bei einer Nutzwärmeauskopplung < 100 % sinkt der
Brennstoffausnutzungsgrad in geringerem Maße als bei 100 %-iger Auskopplung. Bei vollständiger
Nutzwärmeauskopplung ist der Anstieg der Änderungen gleich der Anstiege auf Brutto- und
Nettoenergieebene. Eine steigende Gasproduktion hat bei vollausgelastetem Konversionsaggregat
hingegen keinen Einfluss auf die Nutzenergieausbeute, da auf Bruttoenergieebene die zusätzliche
Leistung nicht verwertet werden kann. Eine Erhöhung der Substratleistung wirkt sich auf
Nutzenergieebene im gleichen Maße aus wie auf Nettoenergieebene. Die Effizienz sinkt auf Grund der
Leistungsbeschränkungen des Energiekonversionsaggregates. Bei abnehmender Substratleistung,
steigt zunächst die Effizienz, da der prozentuale Anteil der Nutzenergieauskopplung an der produzierten
Brutto-/Nettoenergiemenge steigt. Das Maximum bei der unterstellten 50 %igen
Nutzwärmeauskopplung wird bei einer 40 %-igen Reduktion der Substratleistung erzielt. Liegt eine noch
geringere Nutzwärmeauskopplung vor, so wird sich ein maximaler Brennstoffausnutzungsgrad bei einer
noch stärkeren Reduktion der Substratleistung einstellen. Erfolgt eine Reduzierung der Substratleistung
unterhalb einer vollständigen Auskopplung der Nutzenergien, so kann die ursprüngliche Energiemenge
nicht mehr produziert werden, sodass der energetische Ertrag gegen 0 tendiert, bis die
Eigenenergiebedarfe größer werden als die eigentliche Energieproduktion und eine negative
Energiebilanz zu verzeichnen ist (< - 86 % Reduktion der Substratleistung). Eine Änderung der
Nutzwärmeauskopplung hat einen entscheidenden Einfluss auf den Brennstoffausnutzungsgrad, der
stärker ist als die Variation des Eigenstrombedarfes. Der Eigenwärmebedarf übt unter den
vorgegebenen Rahmenbedingungen keinen Einfluss aus, da die Nutzwärmeauskopplung < 100 %
beträgt. Erst bei vollständiger Nutzwärmeauskopplung würde sich ein veränderter Eigenwärmebedarf
0,00
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ParametervariationSubstratleistung Gasleistung EigenstrombedarfEigenwärmebedarf Nutzwärmemenge
Ergebnisse
87
auf Nutzenergieebene auswirken. Der Brennstoffausnutzungsgrad würde sich dann im gleichen Maße
ändern wie die Nettoenergieausbeute in Abbildung 37.
3.3 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ausgewählter Biogasanlagen
Nachdem die ausgewählten Biogasanlagen auf die Auswirkungen der durchgeführten
Repoweringmaßnahmen auf die energetische Effizienz der jeweiligen Anlage untersucht wurden sind,
sollen in diesem Kapitel die ökonomischen Effekte der Maßnahmen erörtert werden. Dafür wurde den
Anlagenbetreibern ein Erfassungsbogen zu relevanten Größen der ökonomischen Betrachtung
vorgelegt. Ziel war es, eine aussagekräftige und anlagenspezifische Aussage über den wirtschaftlichen
Erfolg der Repoweringmaßnahmen zu erhalten. Dadurch mussten nur wenige Annahmen getroffen
werden, welche die Aussagekraft der Ergebnisse hätten relativieren können.
Biogasanlage 01 3.3.1
Die Biogasanlage 01 wurde im Oktober 2003 in Betrieb genommen und fällt damit unter das EEG
2000. Die Anlage erhält neben der Grundvergütung den NawaRo-Bonus, den Gülle-Bonus sowie den
Formaldehyd-Bonus nach dem EEG 2004. Zusätzlich erhält die Anlage einen KWK-Bonus nach dem
EEG 2009. Die Investitionshöhe für den Bau der Anlage betrug 973.596 €. Dabei erhielt die
Biogasanlage 01 einen staatlichen Investitionszuschuss in Höhe von 270.000 €.
Die Summe der Kosten der Repoweringmaßnahmen belaufen sich auf 549.765 €. Darin enthalten sind
die Kosten für die Inbetriebnahme eines neuen BHKW (385.000 €), der Bau eines neuen
Hydrolysereaktors inkl. des Umbaus des Zentralrührwerks in der bereits bestehenden Anmaischgrube
(zusammen 128.068,32 €), eines elektrokinetischen Desintegrationsaggregates „BioCrack“ inkl.
Peripherie und Inbetriebnahme (21.000 €) sowie eines Lochscheibenzerkleinerers (15.697 €).
Zusätzlich gibt es Daten über die komplette Finanzierungsstruktur von Biogasanlage 01. Dabei liegt,
nach einer 10-jährigen Zinsbindung von 2003 bis 2012, der effektive Jahreszins mit 4,06 % seit dem
Jahr 2013 deutlich niedriger als vorher mit 6,5 %. Alle wichtigen ökonomischen Rahmenparameter sind
in Tabelle 29 wieder gegeben.
Tabelle 29: Ökonomische Rahmenparameter Biogasanlage 01
Parameter / Repoweringmaßnahme Einheit Wert
Erstinbetriebnahme - Okt. 2003
Invest. Biogasanlage € 973.596
Investitionszuschuss € 270.000
Eigenkapital € 0
Fremdkapital € 703.596
Ergebnisse
88
Fortführung Tabelle 29: Ökonomische Rahmenparameter Biogasanlage 01
Bei den Substratpreisen findet laut Betreiberangaben für jedes Jahr eine Preissteigerung statt. Die
„kostenlosen“ Substrate Rindergülle und -mist sind direkt an der Biogasanlage 01 durch den
angeschlossenen Milchviehbetrieb verfügbar. Der Kostensatz für die Maissilage-Abdecke ist derselbe
wie für Maissilage und liegt zwischen 28,50 €/tFM im Jahr 2010 und 38 €/tFM im Jahr 2012. Dabei ist
zu beachten, dass die jeweiligen Kostensätze für jedes Wirtschaftsjahr neu kalkuliert werden. Das
Wirtschaftsjahr läuft, wie in der Landwirtschaft üblich, bei Biogasanlage 01 vom 1. Juli eines Jahres bis
zum 30. Juni des folgenden Jahres. Somit beträgt der Kostensatz für Getreide in der 1. Jahreshälfte
2011 130 €/tFM und steigt für die 2. Jahreshälfte deutlich auf 180 €/tFM an.
Tabelle 30: Preisspanne der eingesetzten Substrate für Biogasanlage 01
Substrat Mais-
silage
Zucker-
rüben
Getreide Anwelk-
silage
Kartoffeln Gras Rinder-
festmist
Rinder-
gülle
Zwiebeln
Preis in
[€/tFM]
28,50 –
38,00 30,00
100,00 –
180,00
28,50 –
32,30 30,00 3,00 0,00 0,00 3,00
Der durchschnittliche Substratpreis in Tabelle 30 steigt von Jahr zu Jahr konstant an. Dieser Preis wird
insbesondere durch die steigenden Kostensätze bei Maissilage, Getreide und Anwelksilage bestimmt.
Eine Zusammenfassung der ökonomischen Betrachtung von Biogasanlage 01 ist in Tabelle 31
wiedergegeben.
Tabelle 31: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Biogasanlage 01
Position Einheit 2010 2011 2012
kapitalgebundene Kosten [ct/kWhel] 3,74 5,93 4,46
betriebsgebundene Kosten [ct/kWhel] 2,79 3,38 2,64
verbrauchsgebundene Kosten [ct/kWhel] 6,61 7,69 8,80
sonstige Kosten [ct/kWhel] 0,39 0,43 0,28
Parameter / Repoweringmaßnahme Einheit Wert
Effektiver Jahreszins 2003 bis 2012 % 6,5
Effektiver Jahreszins ab 2013 % 4,06
Zinsbelastung 2011 (ohne Tilgung) € 34.500
Summe Repowering-Maßnahmen 2011 € 549.765
Alt-BHKW Wirkungsgrad (elektrisch) ηel % 38,7
Neu-BHKW Wirkungsgrad (elektrisch) ηel % 40,4
Ergebnisse
89
Fortführung Tabelle 31: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Biogasanlage 01
Position Einheit 2010 2011 2012
Stromgestehungskosten [ct/kWhel] 13,54 17,42 16,36
Gesamterlöse Verkauf Strom & Wärme [ct/kWhel] 21,78 21,71 21,46
Jahresergebnis [ct/kWhel] 8,24 4,29 5,10
Gesamtkosten [€/a] 353.620 569.980 684.151
Gesamterlöse [€/a] 569.116 710.279 897.582
Jahresergebnis [€/a] 215.496 140.299 213.431
Die Stromgestehungskosten für Biogasanlage 01 sind in Abbildung 39 grafisch dargestellt.
Abbildung 39: Stromgestehungskosten BGA 01
Insgesamt fallen die Stromgestehungskosten für Biogasanlage 01 sehr niedrig aus, was vor allem den
laut Betreiberangaben geringen kapital- und betriebsgebundenen Kosten geschuldet ist. So liegen die
Stromgestehungskosten im Jahr 2010 lediglich bei 13,54 ct/kWhel und steigen im darauffolgenden
Jahr durch die zahlreichen Repoweringmaßnahmen auf 17,42 ct/kWhel. 2012 liegen die
Stromgestehungskosten etwas niedriger bei 16,36 ct/kWhel.
Aufgrund der sehr niedrigen kapitalgebunden Kosten weist Biogasanlage 01 das beste Jahresergebnis
aller drei untersuchten Biogasanlagen aus. Im Jahr 2010 weist Biogasanlage 01 ein Jahresergebnis von
13,54
17,4216,36
-
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
2010 2011 2012
Str
om
ge
ste
hu
ng
sko
ste
n [
ct/
kW
he
l]
Bilanzjahr
kapitalgebundene Kosten betriebsgebundene Kosten
verbrauchsgebundene Kosten sonstige Kosten
Ergebnisse
90
215.496 € aus. Dies verringert sich aufgrund der umfangreichen Repoweringmaßnahmen im Jahr
2011 auf 140.299 € und steigt letztlich im Folgejahr auf 213.431 € an. Dabei erhöht sich durch die
Durchsatzsteigerung und die Installation des neuen BHKW die eingespeiste Strommenge um über
60 %.
Abbildung 40 : Gesamtkosten und Gesamterlöse BGA 01
Die Sensitivitätsbetrachtung von Biogasanlage 01 für das Jahr 2011 zeigt in Abbildung 41 für die
Ökonomie ein ähnliches Bild wie die Biogasanlagen 06 und 07. Eine Variation der eingespeisten
Strommenge hat, z.B. bei einem höheren Wirkungsgrad des BHKW, unter Konstanthaltung aller
anderen Parameter, den größten ökonomischen Effekt. Wird die eingespeiste Strommenge bspw. um
5 % reduziert, sinkt das Jahresergebnis im betreffenden Jahr bereits um etwa 40.000 €. Hingegen
steigt das Jahresergebnis bei einer Reduzierung des durchschnittlichen Substratpreises um 10 %
lediglich um etwa 10.000 €.
215.496
140.299
213.431
0
200
400
600
800
1.000
2010 2011 2012Gesam
tko
ste
n u
nd
Gesam
terl
öse [
Tsd
. €/a
]
Bilanzjahr
Jahresergebnis Gesamtkosten Gesamterlöse
Ergebnisse
91
Abbildung 41: Sensitivitätsbetrachtung Ökonomie für 2011 - Biogasanlage 01
Biogasanlage 06 3.3.2
Die Biogasanlage 06 wurde im Dezember 2007 in Betrieb genommen und fällt damit unter das EEG
2004. Da der Betrachtungszeitraum in dieser Arbeit allerdings die Jahre 2010 bis 2013 umfasst, gelten
die Vergütungssätze des EEG 2009, nachdem der Anlagenbetreiber diese Option in Anspruch
genommen hat. Zusätzlich zur Grundvergütung erhält er den KWK-, den Gülle- sowie den NawaRo-
Bonus. Die Investitionshöhe für den Bau der Anlage (1.879.551 €) sowie die Repoweringmaßnahmen2
(insg. 550.944 €, darin enthalten sind 484.938 € für die Erhöhung des Fermentationsvolumens und
66.006 € für die Abdeckung des Gärrestlagers) sind bekannt. Zusätzlich gibt es Daten über die
komplette Finanzierungsstruktur.
2 Für den Ausbau der Wärmenutzung war laut Betreiberangabe kein zusätzlicher Invest notwendig.
Ergebnisse
92
Tabelle 32: Ökonomische Rahmenparameter Biogasanlage 06
Bei den Substratpreisen findet laut Betreiberangaben keine Preissteigerung statt. Lediglich für Getreide
liegt ein Preisanstieg im Jahr 2013 vor (auf 130 €/tFM). Die „kostenlosen“ Substrate Rindergülle und -
mist sind direkt an der Biogasanlage verfügbar. Anfallende Kosten für Transport und Lagerung werden
über die Betriebskosten geführt (bspw. über den Eigenstromverbrauch der Gülle-Pumpen).
Tabelle 33: Preisspanne der eingesetzten Substrate für Biogasanlage 06
Der durchschnittliche Substratpreis in Tabelle 33 variiert von Jahr zu Jahr relativ stark. So liegt er 2011
und 2013 bei ca. 5,7 €/tFM, während er 2010 6,3 €/tFM und 2012 sogar 7,1 €/tFM beträgt. Ursachen
dafür sind die unterschiedlichen Nutzungsmengen der „kostenlosen“ Exkremente, die vor allem 2012
reduziert wurden, sowie die Substitution von teurerem Getreide durch Mais- und Grassilage.
Da für den Ausbau der Wärmenutzung 2011 keine Kosten angegeben sind, steigen die
kapitalgebundenen Kosten erst 2012 um ca. 0,8 ct/kWhel durch die Erhöhung des
Fermentationsvolumens und der gasdichten Abdeckung des Gärrestlagers.
Tabelle 34: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Biogasanlage 06
Position Einheit 2010 2011 2012 2013
kapitalgebundene Kosten [ct/kWhel] 4,04 4,20 5,01 4,99
betriebsgebundene Kosten [ct/kWhel] 4,59 5,82 5,45 6,35
verbrauchsgebundene Kosten [ct/kWhel] 6,79 6,73 7,50 6,41
sonstige Kosten [ct/kWhel] 3,27 3,30 3,75 3,63
Parameter / Repoweringmaßnahme Einheit Wert
Erstinbetriebnahme - Dez. 2007
Invest Biogasanlage € 1.879.551
Eigenkapital € 613.900
Eigenkapitalzins % k. A.
BHKW Wirkungsgrad (elektrisch) ηel % 40,4
Summe Repowering-Maßnahmen € 550.944
Substrat Einheit Rinder-
gülle
Festmist Mais-
silage
Gras-
silage
Getreide Eisen-
hydroxid
Preis [€/tFM] [€/tFM] 0 0 30 30 110 - 130 940
Anteil Eigenproduktion [%] 100 100 100 100 100 0
Ergebnisse
93
Fortführung Tabelle 34: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Biogasanlage 06
Position Einheit 2010 2011 2012 2013
Stromgestehungskosten [ct/kWhel] 18,69 20,04 21,69 21,38
Gesamterlöse Verkauf Strom & Wärme [ct/kWhel] 20,80 21,10 21,23 21,36
Jahresergebnis [ct/kWhel] 2,11 1,06 -0,46 -0,02
Gesamtkosten [€/a] 814.901 840.338 948.288 938.038
Gesamterlöse [€/a] 906.694 885.068 928.142 937.285
Jahresergebnis [€/a] 91.792 44.723 -20.146 -753
Einen höheren Anteil an den Stromgestehungskosten haben die betriebsgebundenen Kosten, die
jährlich ansteigen und 2013 bei ca. 6,35 ct/kWhel liegen. 2010 sind es noch ca. 4,59 ct/kWhel. Neben
den steigenden Preisen für den Eigenstrombezug steigen vor allem die Aufwendungen für Wartungen
und Instandhaltungen an, was u.a. auf das Alter der Anlage zurück zu führen ist.
Abbildung 42: Stromgestehungskosten BGA 06
Die verbrauchsgebundenen Kosten stiegen von zuvor konstanten 6,7 ct/kWhel auf 7,5 ct/kWhel im Jahr
2012 an und sanken 2013 auf 6,4 ct/kWhel. Sie nehmen damit den größten Anteil an den
Stromgestehungskosten ein. Auffällig bei Biogasanlage 06 sind die weiterhin relativ hohen sonstigen
Kosten. Welche Kostenpositionen genau darunter fallen, wurde vom Anlagenbetreiber nicht weiter
ausgeführt. Vor den baulichen Veränderungen im Jahr 2012 sind die sonstigen Kosten konstant, um
danach um ca. 0,4 ct/kWhel zu steigen.
18,69 20,04
21,69 21,38
-
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2010 2011 2012 2013
Str
om
ge
ste
hu
ng
sk
os
ten
[c
t/k
Wh
el]
Bilanzjahr
kapitalgebundene Kosten betriebsgebundene Kosten
verbrauchsgebundene Kosten sonstige Kosten
Ergebnisse
94
Letztlich sind die Stromgestehungskosten bis zum Jahr 2012 jährlich gestiegen. Kostentreiber im Jahr
2011 sind insbesondere die betriebsgebundenen Kosten, welche von 4,59 ct/kWhel auf 5,82 ct/kWhel
angestiegen sind. Im Jahr 2012 sind es vor allem die kapitalgebundenen Kosten aufgrund der
Repoweringmaßnahmen sowie die gestiegenen Substratpreise, die die Stromgestehungskosten auf
21,69 ct/kWhel ansteigen ließen. Erst 2013 sinken die Stromgestehungskosten wieder auf leicht
21,38 ct/kWhel, was vor allem, trotz steigender Betriebskosten, durch die sinkenden
verbrauchsgebundenen Kosten zu begründen ist.
Abbildung 43: Gesamtkosten und Gesamterlöse BGA 06
Die abgeführte, extern genutzte Wärme wird jedes Jahr mit etwa 1,9 ct/kWhel vergütet. Im Ausbaujahr
der Wärmenutzung 2011 sind keine Steigerungen des Wärmeabsatzes sichtbar, es kommt sogar zu
einer Reduzierung der Wärmeerlöse. Erst ab 2012 steigen die Wärmeerlöse um ca. 5.000 € auf ca.
26.500 € an. Im Jahr 2013 können knapp 30.000 € aus dem Verkauf von Wärme erzielt werden. Der
größte Teil der Erlöse generiert sich aber durch die Einspeisevergütung für die eingespeiste
Strommenge nach dem EEG. Die Wärmeerlöse haben mit 3,2 % einen nur sehr geringen Anteil an den
Gesamterlösen.
Insgesamt kommt es zu keiner signifikanten Erhöhung der produzierten bzw. eingespeisten
Strommenge infolge der Repoweringmaßnahmen, zumal das BHKW bereits vor der
Repoweringmaßnahme eine hohe Auslastung erreicht hat. Zudem lassen sich kaum Erlössteigerungen
aus der Stromeinspeisung verzeichnen. Im Jahr 2013 hingegen ist ein leichter Zuwachs der Erlöse zu
verzeichnen, welche mit leicht reduzierten Kosten für die Biogasanlage einhergehen. Diese
Kostenreduktion ist insbesondere auf niedrigere verbrauchsgebundene Kosten zurück zu führen,
weshalb das Jahresergebnis nur geringfügig negativ (- 700 €) ausfällt. Es muss festgehalten werden,
91.79244.723
-20.146 -753
-200
0
200
400
600
800
1.000
2010 2011 2012 2013Gesam
tko
ste
n u
nd
Gesam
terl
öse [
Tsd
. €/a
]
Bilanzjahr
Jahresergebnis Gesamtkosten Gesamterlöse
Ergebnisse
95
dass die Repoweringmaßnahmen nicht zu der erhofften Ertragssteigerung für Biogasanlage 06 geführt
haben.
Die Sensitivitätsbetrachtung des Jahresergebnisses für die Biogasanlage 06 für das Jahr 2012 ist in
Abbildung 44 dargestellt. Für dieses Jahr wird ein leicht negatives Jahresergebnis (Jahresfehlbetrag)
von etwa - 20.000 € ermittelt. Könnte bspw. die Stromproduktion um 2,5 % erhöht werden (z.B. durch
einen höheren elektrischen Wirkungsgrad des BHKW), wäre bereits für das Jahr 2012 eine
Verbesserung des Jahresergebnisses auf knapp über 0 € realisierbar. Würde der durchschnittliche
Substratpreis um 5 % sinken, wäre ebenfalls ein fast ausgeglichenes Jahresergebnis realisierbar,
sofern alle anderen Parameter konstant bleiben. Anderenfalls würde bei einer Reduzierung der
eingespeisten Strommenge um knapp 10 % (z.B. deutlich geringerer Biogas- bzw. Methanertrag des
eingesetzten Substrates aufgrund höherer Silierverluste) das Jahresergebnis 2012 schon bei –
100.000 € liegen. Der Investitionsbedarf der Repoweringmaßnahmen hat hingegen nur einen sehr
marginalen Einfluss auf das Jahresergebnis.
Abbildung 44: Sensitivitätsbetrachtung Ökonomie für 2012 - Biogasanlage 06
-300.000
-200.000
-100.000
0
100.000
200.000
300.000
-25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25
Jah
rese
rgeb
nis
[€]
.
Parametervariation [%]
Anfangsinvestition Durchschnittlicher Substratpreis
Eingespeiste Strommenge Investition Repowering
Ergebnisse
96
Biogasanlage 07 3.3.3
Die Biogasanlage 07 wurde im Dezember 2010 in Betrieb genommen und fällt daher unter das EEG
2009. Neben der Grundvergütung wird der eingespeiste Strom zusätzlich mit dem KWK-, dem Gülle-,
dem NawaRo- und ab 2014 mit dem Formaldehydbonus vergütet. Die Investitionshöhe für den Bau der
Biogasanlage (2.460.000 €) und die Investitionen für die Repoweringmaßnahmen (ca. 460.000 €,
davon entfallen 200.000 € in den Ausbau des Nahwärmenetzes und 200.000 € in den Ausbau der
Wärmenutzung) sind bekannt. Des Weiteren liegen die Daten über die komplette Finanzierungsstruktur
der Biogasanlage 07 zugrunde.
Tabelle 35: Ökonomische Rahmenparameter Biogasanlage 07
Parameter / Repoweringmaßnahme Einheit Wert
Erstinbetriebnahme - Dez. 2010
Invest. Biogasanlage € 2.505.100
Eigenkapital € 501.020
Eigenkapitalzins % 4
BHKW Wirkungsgrad (elektrisch) ηel % 39,4
Summe Repowering-Maßnahmen € 460.000
Laut den Angaben des Betreibers findet bei den Substratpreisen im Betrachtungszeitraum keine
wesentliche Preissteigerung statt. Ein Großteil der Substrate wird zudem selbst produziert (außer
Kartoffeln und Getreideschrot). In Tabelle 36 sind die Preisspannen der jeweiligen Substrate für den
Betrachtungszeitraum aufgeführt. Die Preise sind dabei frei Anlage angegeben, d.h. alle vorgelagerten
Kosten für Ernte, Transport, Silierung, Aufbereitung, u.a. sind bereits enthalten.
Tabelle 36: Preisspanne der eingesetzten Substrate für Biogasanlage 07
Substrat Einheit Rinder-
gülle
Festmist Mais-
silage
Gras-
silage
GPS Kartoffeln Getreide
Preis [€/tFM] 0 – 2 0 – 5 29 – 30 23,5 –
24,5
27,5 –
28,5 30 130
Anteil Eigen-
produktion [%] 91 61 60 73 53 0 30
Der durchschnittliche Substratpreis variiert aufgrund unterschiedlicher Substratverhältnisse von Jahr zu
Jahr relativ stark im Betrachtungszeitraum. Im Jahr 2010 liegt der durchschnittliche Substratpreis bei
15,28 €/tFM und sinkt für die Jahre 2012 und 2013 auf bis zu 13,30 €/tFM, was auf die erhöhte
Nutzung von Gülle und Mist sowie einer gleichzeitigen, leichten Minderung der NawaRo-Menge
zurückzuführen ist. Im Jahr 2014 steigt der durchschnittliche Substratpreis auf 17,55 €/tFM durch den
reduzierten Einsatz von Exkrementen und dem etwa gleichbleibendem Niveau der NawaRo-Menge.
Für die ökonomische Betrachtung spielt das Jahr 2011 eine gesonderte Rolle, da der Volllastbetrieb der
Anlage erst ab der zweiten Jahreshälfte erreicht wird und damit eine verminderte Biogaskonversion
einhergeht. Die kapitalgebundenen Kosten müssen an den kürzeren Zeitraum angepasst werden, da
Ergebnisse
97
die Kosten für das volle Kalenderjahr herangezogen werden, die Energiemengen jedoch in der zweiten
Jahreshälfte produziert wurden. Die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für Biogasanlage 07
sind in Tabelle 37 dargestellt.
Tabelle 37: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Biogasanlage 07
Position Einheit 2011 2012 2013 2014
kapitalgebundene Kosten [ct/kWhel] 7,87 7,40 7,41 7,49
betriebsgebundene Kosten [ct/kWhel] 1,91 2,18 2,14 2,01
verbrauchsgebundene Kosten [ct/kWhel] 9,74 8,08 6,46 6,28
sonstige Kosten [ct/kWhel] 0,55 0,20 0,43 0,44
Stromgestehungskosten [ct/kWhel] 20,07 17,86 16,45 16,21
Gesamterlöse Verkauf Strom & Wärme [ct/kWhel] 24,34 18,44 18,89 19,23
Jahresergebnis [ct/kWhel] -3,47 0,59 2,43 3,03
Gesamtkosten [€/a] 379.489 548.749 504.505 492.049
Gesamterlöse [€/a] 332.108 566.801 579.171 583.966
Jahresergebnis [€/a] -47.381 18.052 74.666 91.917
Die Investitionen in die Repoweringmaßnahmen (Ausbau des Nahwärmenetzes sowie Ausbau der
Wärmenutzung) führen zu steigenden Kapitalkosten um ca. 8 %. Ab 2012 bleiben diese nahezu
konstant. Die betriebsgebundenen Kosten liegen bei durchschnittlich 2 ct/kWhel. Dem gegenüber
sinken die Verbrauchs- bzw. die Substratkosten von Jahr zu Jahr (von 9,74 ct/kWhel in 2011 auf
6,28 ct/kWhel in 2014), was neben der allgemeinen Reduzierung der Substratmenge auf den
gestiegenen Einsatz preiswerter Grassilage sowie der gleichzeitigen Reduzierung teurerer Mais- und
Ganzpflanzensilage zurückzuführen ist. Dabei muss jedoch festgehalten werden, dass die
Kostenreduktion auf Basis konstanter Substratpreise geschieht. Mit einer sonst üblichen
Preissteigerung würde die deutlich verminderte Substratmenge der günstigeren Exkremente viel stärker
ins Gewicht fallen. Dennoch kann für diese Anlage festgehalten werden, dass es dem Anlagenbetreiber
gelungen war, die jährlichen Substratkosten kontinuierlich zu senken, was letztlich ab 2012 zu jährlich
sinkenden Gesamtkosten geführt hat. Demzufolge sinken auch die Stromgestehungskosten von
20,07 ct/kWhel im Jahr 2011 auf bis zu 16,21 ct/kWhel im Jahr 2014.
Ergebnisse
98
Abbildung 45: Stromgestehungskosten Biogasanlage 07
Auf Seiten der Erlöse stehen hauptsächlich der Wärme- und Stromabsatz. Für den Stromabsatz gelten
die Einspeisevergütungen des EEG 2009. Die produzierte Wärme wird für 3 ct/kWhth in das errichtete
Nahwärmenetz eingespeist. Obwohl die eingespeiste Strommenge ab 2012 leicht sank, stiegen die
EEG-Erlöse nach den Angaben des Betreibers von Jahr zu Jahr leicht.
Aus den zuvor beschriebenen Entwicklungen der Erlöse und Kosten ergibt sich ein positiver Trend im
Hinblick auf das Jahresergebnis von Biogasanlage 07. So wurde im Jahr 2011 noch ein
Jahresfehlbetrag von - 47.381 € erwirtschaftet, wohingegen ab dem Jahr 2012 stets ein Überschuss
generiert wurde. 2014 lag dieser bei 91.917 €. Der Jahresfehlbetrag aus dem Jahr 2011 ist vor allem
auf die bereits erläuterte Gewichtung der Kapitalkosten zurückzuführen, welche in diesem Jahr
verhältnismäßig hoch waren, während sich die Stromproduktion noch nicht im Volllastbetrieb befand.
Die ab dem Jahr 2012 sinkenden verbrauchsgebundenen Kosten in Verbindung mit den leicht
steigenden Erlösen führen letztlich zu einem von Jahr zu Jahr steigendem Jahresergebnis.
Ergebnisse
99
Abbildung 46: Gesamtkosten und Gesamterlöse Biogasanlage 07
Die Sensitivitätsbetrachtung von Biogasanlage 07 für das Jahr 2012 zeigt für die Ökonomie ein
ähnliches Bild wie bei Biogasanlage 01 und Biogasanlage 06. Das Jahresergebnis weist für das
genannte Jahr ein positives Jahresergebnis von etwa 18.000 € auf. Eine Variation der eingespeisten
Strommenge hat, unter Konstanthaltung aller anderen Parameter, den größten ökonomischen Effekt
zur Folge. Zudem liegt die Änderungsrate des durchschnittlichen Substratpreises deutlich unterhalb
derer der anderen betrachteten Biogasanlagen. Somit hat eine Änderung dieses Parameters nur einen
sehr marginalen Einfluss auf das Jahresergebnis dieser Anlage.
Ergebnisse
100
Abbildung 47: Sensitivitätsbetrachtung Ökonomie für 2012 - Biogasanlage 07
Anlagenvergleich der Stromgestehungskosten 3.3.4
In diesem Unterkapitel erfolgt der ökonomische Vergleich der beiden Kennzahlen
„Stromgestehungskosten“ und „Jahresergebnis“ der drei untersuchten Biogasanlagen. Abbildung 48
zeigt einen Vergleich der jeweiligen Stromgestehungskosten. Auffällig ist, dass zwischen den drei
untersuchten Biogasanlagen erhebliche Unterschiede in der Höhe der Stromgestehungskosten
festgestellt werden konnten. Diese liegen, wie in Tabelle 38 dargestellt, zwischen 13,54 ct/kWhel im
Jahr 2010 für Biogasanlage 01 und 21,69 ct/kWhel im Jahr 2012 für Biogasanlage 06. Dies bedeutet
einen Unterschied von mehr als 60 % zwischen den betrachteten Anlagen.
Ergebnisse
101
Abbildung 48: Vergleich Stromgestehungskosten der Biogasanlagen
Dieser Unterschied in der Höhe der Stromgestehungskosten in den jeweiligen Jahren der drei
untersuchten Biogasanlagen macht sich auch bei der Analyse der Jahresergebnisse bemerkbar.
Auffällig ist zunächst der Zusammenhang, dass bei steigenden Stromgestehungskosten der Anlagen
das Jahresergebnis schlechter als in den vorherigen bzw. nachfolgenden Jahren ausfällt. Dieser
Zusammenhang gilt für alle Biogasanlagen in allen betrachteten Jahren. Zudem weisen Biogasanlage
06 und Biogasanlage 07 in einzelnen Jahren sogar einen Jahresfehlbetrag auf, d.h. die schreiben
Verluste. Biogasanlage 01 weist hingegen in allen drei Jahren das beste Jahresergebnis aus mit einem
sehr deutlichen Überschuss von 215.496 € im Jahr 2010 bzw. 213.431 im Jahr 2012. Die möglichen
Gründe hierzu wurden bereits in Kapitel 3.3.1 näher erläutert. Hingegen weist Biogasanlage 07 im Jahr
2011 einen Jahresfehlbetrag von – 47.381 € auf. Allerdings verbessert sich die Wirtschaftlichkeit, wie
bereits in Kapitel 3.3.3 beschrieben, kontinuierlich auf 91.917 € im Jahr 2013. Dies lässt den Schluss
zu, dass Repoweringmaßnahmen nicht per se in den betreffenden Jahren zu höheren
Stromgestehungskosten führen und damit zu einem niedrigeren Jahresergebnis. Insgesamt verbessert
Biogasanlage 07 ihre wirtschaftliche Situation nach Durchführung der Repoweringmaßnahmen.
Biogasanlage 01 verzeichnet nach Durchführung der Repoweringmaßnahmen im Jahr 2012 ein ähnlich
hohes Jahresergebnis wie bereits im Jahr 2010. Bei Biogasanlage 06 ist, wie bereits in Kapitel 3.3.2
näher erläutert wurde, ein etwas gegenläufiger bzw. negativer Trend zu verzeichnen, mit sogar einen
leicht negativem Jahresergebnis in den Jahren 2012 und 2013.
10,00
14,00
18,00
22,00
26,00
2010 2011 2012 2013 2014
Str
om
geste
hu
ng
sko
ste
n [
ct/
kW
hel]
Betrachtungsjahr
BGA-01 BGA-06 BGA-07
Ergebnisse
102
Abbildung 49: Vergleich der Jahresergebnisse der Biogasanlagen
Tabelle 38 fasst die dargestellten Ergebnisse zu den Stromgestehungskosten und den
Jahresergebnissen der drei Biogasanlagen nochmal für die einzelnen Jahre aufgeschlüsselt zusammen.
Tabelle 38: Vergleich Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der Biogasanlagen – Stromgestehungskosten (SGK) und Jahresergebnis
Position Einheit 2010 2011 2012 2013 2014
SGK – BGA-01 [ct/kWhel] 13,54 17,42 16,36 - -
SGK – BGA-06 [ct/kWhel] 18,69 20,04 21,69 21,38 -
SGK – BGA-07 [ct/kWhel] - 20,07 17,86 16,45 16,21
Jahresergebnis – BGA-01 [€/a] 215.496 140.299 213.431 - -
Jahresergebnis – BGA-06 [€/a] 91.792 44.723 -20.146 -753 -
Jahresergebnis – BGA-07 [€/a] - -47.381 18.052 74.666 91.917
-100.000
0
100.000
200.000
300.000
2010 2011 2012 2013 2014
Jah
reserg
eb
nis
[€]
Betrachtungsjahr
BGA-01 BGA-06 BGA-07
Ergebnisse
103
3.4 Abschätzung der Auswirkungen des Repowering auf den Flächenbedarf und
die Energieproduktion
Grundsätzlich zeichnen sich zwei prinzipielle Auswirkungen des Repowering ab. Zum einen werden
durch einen optimierten Anlagenbetrieb die Steigerung der Substratvariabilität und die Reduzierung der
Substratinputmenge ohne eine Änderung des Energieoutputs verfolgt. Zum anderen wird eine gezielte
Leistungssteigerung bei gleichbleibendem Substratinput angestrebt.
Ein Repowering ohne Leistungssteigerung erfolgt vorwiegend durch Zubau baulicher Komponenten,
ohne dass sich an der bisherigen rechtlichen Einstufung der Gesamtanlage etwas ändert. Somit können
Einbringtechnik, Rührwerke und Pumpen komplett erneuert und dem jeweiligen Substrateinsatz
angepasst werden. Weiterhin kann allein durch die Optimierung der Betriebsweise zum Beispiel der
Fütterungsprogramme, der Durchmischungsintervalle und Pumpenregime die Substratausbeute
gesteigert und ggf. der Eigenenergiebedarf reduziert werden.
Soll die Leistung der Gesamtanlage erhöht werden, so kann dies auf unterschiedliche Arten geschehen:
Entweder wird ein BHKW bzw. Satelliten-BHKW hinzugebaut oder das bestehende BHKW durch ein
leistungsstärkeres Aggregat ersetzt. In der Vergangenheit war eine Leistungssteigerung mit einer
Erhöhung des Substratdurchsatzes verbunden oder diente zur Bereitstellung von Flexibilität im Sinne
der bedarfsgerechten Stromerzeugung. Eine weitere Möglichkeit der Leistungssteigerung stellt die
Biogasaufbereitung und anschließende Biomethaneinspeisung in das öffentliche Gasnetz dar (vgl.
BGA 08).
Flächenbedarf 3.4.1
Für die Ermittlung des Flächenbedarfes wird der gesamte Einsatz von NawaRo in Biogasanlagen auf
Basis der Daten aus dem EEG-Monitoring 2015 [17] betrachtet und ist in Tabelle 39 zusammengefasst
dargestellt.
Tabelle 39: Einsatz von NawaRo in Biogasanlagen in Deutschland (EEG-Monitoring 2015 mit dem Bezugsjahr 2014) [17]; [34]
NawaRo Menge 2014 [Mio. t FM/a] Anteil [%-Masse]
Mais 49,12 73
Gras 7,73 12
Getreide (GPS) 5,02 7
Getreide (Korn) 1,53 2
Zuckerrübe 1,53 2
Sonstiges 2,04 4
NawaRo-Gesamt 66,97 100
Demnach wurden im Jahr 2014 rund 67 Mio. Tonnen Frischmasse an NawaRo in Biogasanlagen
eingesetzt. Mit 73 % der eingesetzten NawaRo-Menge dominiert Maissilage mit einer Menge von ca.
49 Mio. Tonnen. Der Anteil von Grassilage beträgt mit rund 8 Mio. Tonnen ca. 12 %, gefolgt von GPS-
Getreide mit 5 Mio. Tonnen (ca. 7 %) und Getreidekorn mit 1,5 Mio. Tonnen (2 %).
Ergebnisse
104
Die Berechnung der Flächeneinsparung ergibt sich aus der Annahme, dass 50 % des derzeitigen
Anlagenbestandes an Biogasanlagen in Deutschland (ca. 8.000 Biogasanlagen ([13], Stand 2015) eine
Effizienzsteigerung durch einen angepassten Anlagenbetrieb erfahren. Die ermittelte Reduzierung von
Energiepflanzen resultiert in der möglichen Freigabe landwirtschaftlicher Ackerflächen. Hierbei wird
unterstellt, dass im Jahr 2015 ein dem Jahr 2014 vergleichbarer Substrateinsatz stattfand. Die
verwendete NawaRo-Anbaufläche für das Jahr 2014 ist in Tabelle 40 dargestellt.
Tabelle 40: NawaRo-Anbaufläche für Biogasanlagen in Deutschland 2014 [17]
NawaRo Anbaufläche 2014 [ha] Anteil [%]
Mais 982.000 65
Gras 64.500 4
Getreide (GPS) 125.000 8
Getreide (Korn) 283.000 19
Zuckerrüben 28.000 2
Sonstiges 25.000 2
NawaRo - Gesamt 1.507.500 100
Hierbei ergibt sich eine gesamte Anbaufläche für NawaRo für den Einsatz in Biogasanlagen von ca.
1,5 Mio. Hektar. Auf rund 1 Mio. Hektar wurde Mais als Hauptsubstrat mit einem Flächenanteil von
65 % angebaut. Zweithöchster Flächenanteil mit 19 % wird durch den Anbau von Getreidekorn
eingenommen. Die restlichen 16 % der Anbaufläche werden von Gras, GPS-Getreide, Zuckerrüben und
anderen belegt.
In der Annahme, dass eine signifikante Substratreduzierung durch die Effizienzsteigerung wie zum
Beispiel bei BGA 05 (vgl. Kapitel 3.2.5) und BGA 07 (vgl. Kapitel 3.2.7) durch ein Repowering erfolgen
kann, wird in der folgenden Abschätzung eine mögliche Substrateinsparung von 5 % und 10 % zu
Grunde gelegt. Tabelle 41 zeigt die prinzipiell mögliche rechnerische Flächenreduzierung unter der
Annahme, dass die Hälfte der Biogasanlagen in Deutschland (4.000 BGA) ein Repowering erfährt.
Tabelle 41: Abschätzung der Flächeneinsparung durch Repowering von 50 % des BGA-Bestandes (4.000 BGA)
NawaRo NawaRo
[Mio. t FM/a]
Flächenreduzierung
[ha]
Anteil der Gesamt-
anbaufläche [%]
Substratreduzierung um 5% 1,67 35.730 2,4
Substratreduzierung um 10% 3,35 71.460 4,7
Demnach könnte sich bei einer Substrateinsparung von 5 % eine Flächenreduzierung von 35.730
Hektar ergeben. Dies entspräche einer Flächenfreigabe von ca. 2,4 % der Gesamtanbaufläche von
NawaRo für Biogasanlagen. Würde ein Repowering 10 % Einsparung bezogen auf den NawaRo-Einsatz
ergeben, könnten bei Übertrag auf 4.000 Biogasanlagen knapp 5 % der Anbaufläche, ca. 71.460
Hektar, eingespart werden.
Ergebnisse
105
Energiesystem 3.4.2
Bei Vorortverstromungsanlagen liegt der Fokus auf dem BHKW als Biogasverwertungseinheit. Bei
diesen wurden die elektrischen Wirkungsgrade durch Weiterentwicklung der Technik deutlich
gesteigert. Neue BHKW erreichen laut Herstellerangaben unter optimalen Testbedingungen 43 bis 48 %
elektrischen Wirkungsgrad. Auf dem ersten Blick ist aus ökonomischer Sicht ein BHKW mit hohem
elektrischem Wirkungsgrad sinnvoll. Höhere elektrische Wirkungsgrade können die Effizienz einer
Biogasanlage steigern, wenn keine vollständige Nutzung der Abwärme erfolgt. Allerdings sollte für ein
wirksames Repowering zwischen Wirkungsgrad und Nutzungsgrad der Gesamtanlage unterschieden
werden. Letztendlich muss der Nutzungsgrad der Gesamtanlage gesteigert werden. Insbesondere die
Steigerung des Nutzwärmeabsatzes ist hierbei ein tragendes Moment. Die Erweiterung des
Nahwärmenetzes und die daraus folgende höhere Nutzwärmeabgabe ermöglichen eine spürbare
energetische Effizienzsteigerung der Gesamtanlage. Diese Effizienzsteigerung bewirkt allerdings keine
Substrateinsparung, da die Wärmeenergie ohnehin vom BHKW produziert wird - letztlich nur einem
erweiterten Nutzungspfad zugeordnet wird. Eine erhoffte Flächenfreigabe durch die Erweiterung der
Nutzenergieanwendung ist nicht möglich.
Auf Grundlage der energetischen Bilanzierung der betrachteten Biogasanlagen wird in Tabelle 42 der
Ausbau der Nutzwärme durch das Repowering dargestellt.
Tabelle 42: Änderung des Nutzwärmeanteils der betrachteten Biogasanlagen (vgl. Kapitel 3.2)
Biogasanlagen Nutzwärmeanteil an der Nettowärmemenge [%]
Erstes Bilanzjahr Letztes Bilanzjahr
BGA 01 24 26
BGA 02 100 100
BGA 03 38 31
BGA 04 0 24
BGA 05 72 95
BGA 06 42 52
BGA 07 22 24
BGA 08 19 100
BGA 09 50 51
BGA 10 16 91
Mittelwert 38 59
Demnach ergibt sich ein mittlerer Nutzwärmeanteil von 38 % im ersten Bilanzjahr der hier bemessenen
Biogasanlagen. Durch entsprechende Repoweringmaßnahmen wurde eine mittlere Erhöhung der
Nutzwärmeausspeisung auf 59 % bezogen auf die Nettowärmemenge der Biogasanlagen erreicht. Im
Mittel zeigt dies eine Steigerung der Wärmeabgabe an Dritte um 55 % in Bezug auf das erste
Bezugsjahr. Insgesamt ist festzustellen, dass 21 % mehr Nettowärme in Form von Nutzwärme
ausgespeist wird.
Diskussion und Zusammenfassung
106
Gemäß dem Bericht des EEG-Monitoring 2015 beträgt der Anteil der extern genutzten Wärmemenge
(nach Abzug des Eigenbedarfs) bei Biogasanlagen deutschlandweit rund 57 % [17]. Im Vergleich dazu
zeigt die hier ermittelte Nutzwärmeausspeisung von 59 % ein leicht höheres Niveau.
Weiterhin kann festgestellt werden, dass der Umbau von Vor-Ort-Verstromung hin zu
Biomethaneinspeisung eine überdurchschnittliche Nutzungsgradsteigerung der Biogasanlage aufweist,
wie am Beispiel BGA 08 zu erkennen ist (vgl. Kapitel 0Tabelle 42).
Technische Konzepte zur Flexibilisierung bei Biogasanlagen haben sich in den letzten Jahren etabliert
und werden durch aktuelle Rahmenbedingungen mit entsprechenden Anreizen forciert. Weiterhin
werden in verschiedenen Veröffentlichungen Anlagenverbünde und Entwicklungen in raumbezogenen
Szenarien untersucht [32]. Der Zusammenschluss von Biogasanlagen wird zum Beispiel als sinnvoll
erachtet, wenn eine geeignete Wärmesenke vorhanden ist.
4 Diskussion und Zusammenfassung
4.1 Umfrage
Im Ergebnis der Betreiberbefragung wurden an den Biogasanlagen im Mittel 3,5 Maßnahmen zur
Anlagenerweiterung und -optimierung durchgeführt. Durchschnittlich drei Jahre nach Inbetriebnahme
der Biogasanlage wurde die erste Maßnahme zum Anlagenrepowering umgesetzt, wobei im kleinen
Leistungsbereich (< 150 kWel) die Repoweringmaßnahmen im Mittel später nach Inbetriebnahme der
Anlage durchgeführt wurden, als bei Anlagen im mittleren Leistungsbereich (500 – 1.000 kWel). Hier
erfolgte die Umsetzung der ersten Repoweringmaßnahmen im Mittel bereits zwei Jahre nach
Inbetriebnahme der Anlage.
Anlagenerweiterung und -optimierung waren stark fokussiert auf die Biogaskonversion und die
Abnahme der Wärme. Über 60 % aller durchgeführten Maßnahmen wurden hinsichtlich der
Maximierung der Konversions- und Abnahmeseite durchgeführt. Produktionsseitige Maßnahmen und
Maßnahmen die den Substratinput betrafen, spielten eine untergeordnete Rolle. Vorrangig erfolgte der
Austausch und die Leistungserhöhung des BHKW (41 bzw. 73 % der Anlagen) und/oder Ausbau und
Erschließung der externen Wärmenutzung (75 % der Anlagen). Dies lässt schlussfolgern, dass eine
Vielzahl von Biogasanlagen ohne bestehendes bzw. realisiertes Wärmenutzungskonzept in Betrieb
gegangen ist. Hierbei ist jedoch zu berücksichtigen, dass im Rahmen des Projektes ausschließlich
Biogasanlagen betrachtet wurden, die überhaupt Repoweringmaßnahmen durchführten. Sofern jedoch
Anlagenrepowering durchgeführt wurde, betraf dies vorrangig den Ausbau der Wärmenutzung oder den
Austausch/Leistungserhöhung des BHKW. Das bestätigten Ergebnisse deutschlandweiter Befragungen
von Biogasanlagen. Die im Rahmen der Projekte „Stromerzeugung aus Biomasse“ (FZK: 03MAP250) [1]
und „Monitoring zur Wirkung des EEG auf die Stromerzeugung aus Biomasse“ (FZK: 03MAP138) [2][17]
durchgeführten Erhebungen zeigten sehr ähnliche Ergebnisse hinsichtlich der Umsetzung von
Repoweringmaßnahmen. Die von Glötzl [14] dargestellten Ergebnisse zum Anlagenrepowering an
bayrischen Biogasanlagen zeigten ebenfalls, dass die Umsetzung von Wärmenutzungskonzepten die
mit Abstand am häufigsten durchgeführte Repoweringmaßnahme darstellt und Anlagenrepowering auf
die Gasnutzung/ Biogaskonversion fokussiert ist. Die Wirtschaftlichkeit der Biogasanlage stand dabei
im Vordergrund [14]. Der Fakt, dass im mittleren Leistungsbereich sehr schnell nach Inbetriebnahme
Diskussion und Zusammenfassung
107
der Anlage Maßnahmen zur Anlagenerweiterung und -optimierung umgesetzt wurden und dies
vorrangig der Ausbau von Wärmenutzungskonzepten und/ oder eine Leistungserhöhung des BHKW
war, deutet darauf hin, dass die Biogasanlagen vor allem in diesem Leistungsbereich gezielt ohne
bestehendes Wärmenutzungskonzept und/ oder ohne volle angestrebte Anlagenleistung in Betrieb
gingen. Vor dem Hintergrund der im EEG festgeschriebenen jährlichen Degression der Vergütung ist es
insbesondere in den Zeiträumen des starken Anlagenzubaus (2004-2011) verstärkt dazu gekommen,
dass Biogasanlagen rasch in Betrieb genommen wurden, um die sehr vorteilhaften Vergütungssätze voll
in Anspruch zu nehmen [2][30][31]. Die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebes ist dabei oftmals auch
ohne Erlöse aus Wärmenutzungskonzepten gegeben, weshalb diese erst nachträglich umgesetzt
werden. Die Realisierung von Wärmenutzungskonzepten erfolgte vorrangig um die Akzeptanz der
Biogasanlage vor Ort zu steigern und zusätzliche Absatzwege zu erschließen. Insgesamt war die
Steigerung der Akzeptanz der Biogasanlage neben einer angestrebten Wirkungsgradsteigerung
wesentlicher Motivationspunkt für das Anlagenrepowering. Dabei erfolgte vor dem Hintergrund einer
angestrebten Wirkungsgradsteigerung vorrangig die Leistungssteigerung und/ oder Austausch von
BHKW. Aus der Motivation heraus einen höheren Gasertrag durch bessere Substratausnutzung zu
erzielen, wurde vielfach das Fermentationsvolumen vergrößert und eine gasdichte Abdeckung des
Gärrestlagers nachgerüstet. Beweggründe für Repoweringmaßnahmen, welche die Veränderungen des
Substrateinsatzes betrafen, z.B. aufgrund hoher Substratbereitstellungskosten, Störstoffen und
Verwertungsschwierigkeiten, spielten nur eine untergeordnete Rolle.
Eine Bewertung, ob die durchgeführten Maßnahmen letztlich erfolgreich waren, fiel Anlagenbetreibern
zum Teil schwer. Die Mehrheit der Anlagenbetreiber konnte Auswirkungen von Umbaumaßnahmen
hinsichtlich ihrer ökonomischen und technischen Effizienz besser bewerten als in Bezug auf eine
erzielte Emissionsminderung. Insgesamt wurden die umgesetzten Maßnahmen, die Wirtschaftlichkeit
und Effizienz der Anlage betreffend, als erfolgreich bewertet. Die Ergebnisse lassen vermuten, dass die
durchgeführten Maßnahmen erst eine gewisse – erkennbare/ messbare – Wirkung erreicht haben
müssen, um festgestellt und bewertet werden zu können. Aussagen zur wirtschaftlichen und
technischen Vorteilhaftigkeit zu treffen, sind anhand von greifbaren und offenkundigen Werten, wie
Ausgaben, Erlösen, Datenblättern und Messungen, einfacher zu treffen. Deutlich wird eine relativ enge
Verknüpfung ökonomischer und technischer Effizienz dadurch, dass ein höherer Nutzungsgrad direkt
mit gesteigerten Erlösen verbunden ist [15]. Demgegenüber sind Maßnahmen bezüglich ihrer
Umweltwirkung schwer einzuschätzen. Das könnte zum einen damit zusammenhängen, dass
entsprechende Überwachungs- und Monitoringsysteme an Biogasanlagen fehlen, um Wirkungen zu
quantifizieren und zum anderen Emissionsminderungen nicht immer direkt einer entsprechenden
Maßnahme zugeordnet werden können [15].
Weiterer Optimierungsbedarf lag in der Wirkungsgradsteigerung sowie einer verbesserten
Substratausnutzung. Vergleichbar mit den bereits durchgeführten Maßnahmen konzentrierte sich das
weitere Optimierungspotenzial auch auf die Biogaskonversion. Daneben rückte die verbesserte
Biogasproduktion stärker in den Fokus für weitere Repoweringmaßnahmen. Dies zeigten ebenso die
Ergebnisse von Glötzl [14], welche vor allem die Erhöhung der Gasausbeute und Maßnahmen zur
Optimierung der Gasverwertung als zukünftiges Optimierungspotenzial herausstellten [14].
Emissionsminderung wurde daneben nur nachrangig als verbesserungsbedürftiger Bereich benannt.
Dies zeigt mit Hinblick auf die Beweggründe und Erfolgsbewertung zum Anlagenrepowering deutlich,
dass Aspekte der Emissionsminderung durch die Biogasanlage bzw. an der Biogasanlage eine sehr
untergeordnete Rolle spielten. Maßnahmen, die im Ergebnis auf eine verbesserte Wirtschaftlichkeit
Diskussion und Zusammenfassung
108
zusammen mit der Akzeptanz der Biogasanlage abzielten, standen klar im Vordergrund. Dabei wurde
Repowering zuerst auf Konversions- und Abnahmeseite umgesetzt und anschließend im Bereich der
Produktion bzw. prozessseitig. Die Verbesserung der Wirtschaftlichkeit der Biogasanlage war die
wesentliche Motivation und Bewertungskriterium für Repowering an Biogasanlagen.
4.2 Energiebilanz
Der Ansatz zur Verwendung des Brennwertes im Rahmen der energetischen Bilanzierung ist in der
Biogasbranche relativ neu. Bisherige Ansätze arbeiten zumeist mit einer separaten Betrachtung der
Biogasproduktion und der Biogasverwertung unter Verwendung der relativen Gasausbeute und der
Arbeitsauslastung des BHKW auf Basis der geleisteten Volllaststunden. Im Rahmen einer energetischen
Bilanzierung sind jedoch die relativen Gasausbeuten als Verhältnis eines gemessenen Biogasertrags im
Verhältnis zum potenziell möglichen Biogasertrag nur unzureichend geeignet. Effenberger [25] arbeitet
mit einem „Futterwert-Modell“ zur Abschätzung des potentiellen Biogasertrages. Dieses Modell
unterschätzt allerdings den tatsächlich erzielbaren Biogasertrag, sodass hier Erträge > 100 % des
theoretisch möglichen erzielt werden. Ähnlich verhält es sich mit den Gasausbeuten in [20], deren
Bezeichnung als „Richtwert“ schon darauf hinweist, dass hier nicht das maximale, theoretisch
erzielbare Energiepotential zugrunde gelegt werden kann. Hier hilft der Bezug auf den Brennwert der
Einsatzstoffe um das maximale, der Biogasanlage zugeführte Energiepotential darzustellen. Im
Gegensatz zu [24] und [26] wird nicht auf den Heizwert des zugeführten Einsatzstoffstroms abgestellt.
Auf diese Weise wird zum einen dem in der Gasbranche üblichen Größenbezug entsprochen, zum
anderen neuere, auf der Brennwerttechnologie basierende Energiekonversionsanlagen berücksichtigt.
Dies hat den Vorteil, dass die Methode zum Brennstoffausnutzungsgrad mit der Arbeitsausnutzung von
nA = 1 einen physikalischen Benchmark erhält, welcher nicht überschritten werden kann.
Die Handhabung des Gesamtprozesses der Biogaserzeugung und -nutzung als Blackbox, ohne eine
Betrachtung erzeugter Biogasmengen als Prozessteilschritt, vereinfacht die Anwendung der Methode,
da auf die zumeist schwierige Messung bzw. Abschätzung der Gasausbeuten verzichtet wird. Somit wird
ein direkter Bezug der genutzten Outputenergieströme zum Substratinputenergiestrom hergestellt und
der Prozess in seiner Gesamtheit bewertet. Der Nachteil: eine im Ergebnis konstatierte geringe
Arbeitsausnutzung kann mehreren Ursachen zugeordnet werden. An dieser Stelle müssen dem
Brennstoffausnutzungsgrad ergänzende Methoden, wie z.B. in [25], [27] oder [28] beschrieben,
herangezogen werden. Eine weitere Möglichkeit könnte das Einbetten einer Massenbilanzierung nach
[29] sein, welche die Methode des Brennstoffausnutzungsgrades ergänzt und so den Schritt der
Biogasproduktion detaillierter fasst.
Die Darstellung der Anlageneffizienz im K-nA-Diagramm ist sehr gut geeignet zur Interpretation der
Effekte, da sich die Auswirkungen von Repoweringmaßnahmen direkt ablesen lassen. Zur Einschätzung
der Repoweringmaßnahmen können nicht nur die absoluten Zahlen (Energieausbeuten auf Brutto-,
Netto- und Nutzenergieebene) herangezogen werden, sondern auch der Verlauf der Änderungen im K-
nA-Diagramm. Denn jede Repoweringmaßnahme, die eine Änderung der zugeführten oder abgeführten
Energien bewirkt, kann anhand eines für sie typischen Verlaufs identifiziert werden. Zudem ermöglicht
die Einführung der Kapazitätszahl einen darstellenden Vergleich von Biogasanlagen unabhängig der
eigentlichen Anlagengröße in Bezug auf die üblicherweise zur Klassifizierung angewandte installierte
elektrische Nennleistung des BHKW. Auf diese Art und Weise können Kleinstanlagen oder auch Anlagen
mit starker Überbauung zum flexiblen Betrieb leicht gegenübergestellt werden. Zusätzlich sind auch
Diskussion und Zusammenfassung
109
Biogaskonversionsanlagen abbildbar, die nicht auf Kraft-Wärme-Kopplung setzen, dennoch ein
Leistungspotential als Produkt bereitstellen (nur Wärme, nur Strom oder eine im Biogas enthaltene
Leistung).
Der Brennstoffausnutzungsgrad ist eine einsatzstoffabhängige Kenngröße. Er wird in der
Energietechnik unter anderem dafür verwendet, den energetisch bestmöglichen Konversionspfad zur
Erzeugung von Energie darzustellen. Mit der Einführung im Bereich der Energieerzeugung aus Biogas,
können Biogasanlagen erstmals in diesem Kontext dargestellt und verglichen werden. Prinzipiell zu
beachten ist, ob der jeweiligen Bilanzierung der Heizwert oder der Brennwert der eingesetzten
Inputstoffe zugrunde liegt und auf welcher Ebene der energetische Output betrachtet wird (Brutto,
Netto, Nutz). Im Gegensatz zur VDI 4661 [26] wurde hier auf den Brennwert und die Nutzenergieebene
abgestellt, um die tatsächlichen 100 % des energetischen Inputenergiestroms sowie den für den
Biogasanlagenbereich wichtigen Ausbau der Nutzwärme zu erfassen.
Die Substratabhängigkeit des Brennstoffausnutzungsgrades stellt gut vergärbare Einsatzstoffe besser
und bewertet Anlagen als effizienter. Davon betroffen sind auch die Einsatzstoffe Gülle oder Mist,
welche gegenüber NawaRo auf diese Weise schlechter gestellt werden (kleinere Kapazitätszahl). Aus
diesem Grund kommt der FoTS-bezogene Brennwert zur Anwendung, wenn Biogasanlagen und
Betriebsjahre mit unterschiedlichen Einsatzstoffspektren miteinander verglichen werden sollen. Gerade
bei der Beurteilung von Substratwechseln und / oder veränderlichen Einsatzstoffmengen ist der FoTS-
Bezug des Brennwertes sehr gut zum Vergleich der Anlageneffizienz anwendbar. Die im Kapitel 2.2.1
beschriebene und in [3] exemplarisch durchgeführte Anpassung des Brennwertes auf die
fermentierbare organische Trockensubstanz stellt eine überschlägige Näherung dar. Hier sind weitere
Arbeiten notwendig, die auf die Bestimmung fermentierbarer und nicht fermentierbarer organischer
Anteile im Einsatzstoff sowie deren spezifischer Brennwerte abzielen.
Prinzipiell muss festgehalten werden, dass die Repoweringmaßnahmen bei den meisten Biogasanlagen
eine nur geringe Steigerung der Bruttoenergieausbeute bewirkten. Ausnahmen sind die BGA 05 und 07.
Diese beiden Anlagen verzeichnen signifikante Effizienzsteigerungen, da sie sich vor der Maßnahme
nicht im geplanten Normal-Betriebszustand befanden. Anlagen, welche die Substratenergie zuvor gut
ausnutzten, verzeichnen nur leichte Änderungen der Effizienz, ohne dabei einem eindeutigen Trend zu
folgen. Das liegt auch daran, dass viele der Maßnahmen sich zeitlich überschneiden, sich gegenseitig
beeinflussen.
Maßnahmen zur Steigerung des Durchsatzes mit dem Ziel der Erhöhung der Stromeinspeisemenge
beruhen zumeist auf einem massiven Anlagenumbau mit leistungsstärkerem BHKW, Installation von
Substrataufbereitungsaggregaten, Anpassungen der Betriebsweise des biologischen Prozesses
und/oder dem Ausbau des Fermentationsvolumens. Die erzielbaren energetischen Effekte sind jedoch
relativ gering (vgl. BGA 01, 03, 04) und nur durch den zeitgleichen Ausbau der Wärmenutzung auf
Nutzenergieebene überhaupt positiv. Folgt man der Überlegung, dass eine Anlagenerweiterung mit
einer Steigerung des Input- und Outputenergiestroms in gleicher Höhe einhergeht, so bleibt die
Kapazitätszahl unverändert. Bei konstanter Arbeitsausnutzung bleibt folglich auch die Energieausbeute
konstant. Demnach kann mit einer bloßen Anlagenerweiterung per Durchsatzerhöhung und
gleichwertiger Erhöhung des Outputs keine Effizienzsteigerung erzielt werden. Vielmehr ist zu beachten,
dass die Effizienz nicht sinkt, wie bei Anlage BGA 03 zu beobachten. Während BGA 01 und BGA 04 den
Durchsatz mit einem Zubau von Fermentationsvolumen verbunden haben, wurde die
Diskussion und Zusammenfassung
110
Durchsatzsteigerung bei BGA 03 mit gleichbleibenden Fermentationsvolumen durchgeführt. Dies führte
zur Überlastung der Biologie und zum Einbruch der Biogasbildung.
Die Repoweringmaßnahmen durch Zugabe von Spurenelementen (BGA 02) und die Integration eines
Separators vor dem Gärrestlager (BGA 09) dienten eher der Verbesserung des Anlagenbetriebes, statt
der Steigerung der energetischen Effizienz. Krassowsky et. al. [32] zeigt, dass durch eine Zugabe von
Enzymen und Spurenelementen die Fließfähigkeit des Fermenterinhaltes und damit die
Substratausnutzung gesteigert werden konnte. Die Zugabe von Spurenelementen bei der BGA 02 hatte
einen ähnlichen Effekt auf die Viskosität, der zu einem verringerten Rühraufwand und zu einem
stabileren biologischen Prozess führte. Eine signifikante Steigerung der Substratausnutzung und
Effizienz konnte jedoch nicht festgestellt werden. Positive (BGA 02) als auch negative Auswirkungen
(BGA 09) auf die Effizienz sind hier den betrieblich positiv wirkenden Effekten nachzuordnen.
Der Austausch und die Leistungserhöhung des BHKW sind sehr häufig durchgeführte Maßnahmen
(BGA 01, 03, 04). Hierbei wird die Strategie verfolgt, den elektrischen Wirkungsgrad des Neu-BHKW zu
erhöhen und dadurch eine Effizienzsteigerung herbeizuführen. Krassowsky et. al. [32] zeigt, wie sich
der Einsatz von Mais durch eine Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades reduzieren lässt. Ob dies
zu einer Effizienzsteigerung beiträgt, verlangt nach einer differenzierten Betrachtung. In der Regel
bewegen sich die Gesamtwirkungsgrade der BHKW in einem Bereich von 83- 86 % (heizwertbezogene
Angabe) bezogen auf die zugeführte Brennstoffleistung. Wird hier der Gesamtwirkungsgrad erhöht und
damit auch der anteilige Wirkungsgrad der Strom- und Wärmeerzeugung, so liegt tatsächlich eine
Effizienzsteigerung vor, da die gleiche Bruttoenergiemenge bei reduzierter Substratleistung produziert
werden kann. Wird ein Neu-BHKW mit gleichbleibendem Gesamtwirkungsgrad installiert, das
Wirkungsgradverhältnis (Leistungszahl) aber zugunsten der Stromerzeugung verändert, so liegt nur bei
unvollständiger Nutzwärmeauskopplung eine Effizienzsteigerung vor. Bei vollständiger
Nutzwärmeauskopplung würde die Effizienzsteigerung auf der Strom- zu einer Effizienzminderung auf
der Wärmeseite führen. Die einseitige Optimierung der BHKW, hin zur hocheffizienten Verstromung
wurde oft durchgeführt und ist aus ökonomischer Sicht nachvollziehbar. Aus energetischer Sicht muss
aber hinterfragt werden, ob die Erhöhung des elektrischen Wirkungsgrades tatsächlich zu einer
Effizienzsteigerung der Biogasanlage führt.
Die Erhöhung des Nutzwärmeabsatzes übt den messbarsten Einfluss auf die Anlageneffizienz aus.
Hierbei wird Wärme in seiner Wertigkeit dem Strom gleichgestellt, unabhängig unterschiedlicher
exergetischer Einstufung beider Energien. Anlage 08 zeigt, dass der Ausbau der Wärmenutzung (hier
Umstellung von Vor-Ort-BHKW auf Biomethaneinspeisung) erhebliche Effizienzzuwächse auf
Nutzenergieebene erbringt, die allerdings mit einem sehr hohen Prozessenergiebedarf generiert
werden.
Alle Maßnahmen beeinflussen in gewissem Maße die zugeführte Substratleistung, die im Biogas
enthaltene Brennstoffleistung (Biogasmenge, Biogasqualität), die Eigenbedarfe und den Energieabsatz.
Unabhängig welche konkrete Maßnahme zu einer Änderung der genannten Parameter beiträgt, kann
die Änderung dargestellt werden und durch die Richtung der Änderung im K-nA-Diagramm identifiziert
werden. Die Sensitivitätsanalyse hat gezeigt, dass unabhängig der speziellen Anlagenkonfiguration
allgemein übertragbare Aussagen zum Verhalten der energetischen Effizienz abgeleitet werden können.
Maßgebliche Aussagen sind:
Diskussion und Zusammenfassung
111
Die Reduzierung der zugeführten Substratleistung/-energiemenge und der im Biogas
enthaltenen Energiemenge haben den größten Einfluss auf die Anlageneffizienz und wirken auf
Brutto-, Netto- und Nutzenergieebene.
Maßnahmen zur Steigerung der Gasausbeute, Methangehalt, Verringerung von Gasverlusten
auf Seiten der Biogasproduktion sind geeignet, um bei gleichbleibenden Leistungen des
Konversionsaggregates die Einsatzstoffmenge zu reduzieren und so die Effizienz zu steigern.
Bei unvollständiger Nutzwärmeauskopplung führt eine Reduzierung der zugeführten
Substratenergie bis zum Betriebspunkt der vollständigen Nutzenergieauskopplung, zur
Steigerung des Brennstoffausnutzungsgrades.
Eine unvollständige Nutzenergieauskopplung schmälert den energetischen Ertrag einer
Optimierungsmaßnahme, der auf Brutto- und Nettoenergieebene erzielt wurde (Reduzierung
des Eigenenergiebedarfes, Steigerung der Gasausbeute /Reduzierung von Gasverlusten)
Durch den Ausbau der Wärmenutzung können direkt große energetische Erfolge erzielt und
indirekt die Effekte weiterer Optimierungen auf vorgelagerten Ebenen (Optimierung
Gasproduktion und/oder Eigenbedarfe, Konversionsaggregate mit höherem
Gesamtwirkungsgrad) vollständig in die Nutzenergieebene übertragen werden
Reduzierung des Eigenwärmebedarfes ist energetisch nur sinnvoll, bei 100 %iger
Nutzwärmeauskopplung
4.3 Ökonomie
Biogasanlage 01
Im Ergebnis ist bei Biogasanlage 01 festzustellen, dass im Jahr 2011 die Stromgestehungskosten
durch eine Reihe an Repoweringmaßnahmen (u.a. durch die Inbetriebnahme eines neuen BHKW, des
Hydrolysereaktors sowie eines elektrokinetischen Desintegrationsaggregates „BioCrack“) zunächst
moderat ansteigen. Insbesondere die kapitalgebundenen Kosten führen hierbei zu einer Reduzierung
des Jahresergebnisses durch die Summe an Investitionen. Bereits im darauffolgenden Jahr 2012 steigt
allerdings das Jahresergebnis wieder auf das Niveau von 2010 an und die Stromgestehungskosten
reduzieren sich wieder etwas. Das sehr niedrige Ausgangsniveau aus dem Jahr 2010 kann bei den
Stromgestehungskosten allerdings aufgrund gestiegener kapitalgebundener und
verbrauchsgebundener Kosten nicht wieder erreicht werden. Biogasanlage 01 ist die, von den drei
ökonomisch untersuchten Biogasanlagen, mit Abstand wirtschaftlichste Anlage. Sie weist zudem für die
dargestellte Leistungsgröße sehr geringe Stromgestehungskosten aus. Ein Erklärungsansatz liegt u.a. in
den sehr geringen Erstinvestitionen im Jahr 2003, wobei die Biogasanlage zudem einen
Investitionszuschuss erhielt. Die verbrauchsgebundenen Kosten sind eher im unteren Preisniveau
angesiedelt und haben lediglich moderate Kostensteigerungen in den jeweiligen Jahren erfahren.
Biogasanlage 06
Für Biogasanlage 06 lässt sich konstatieren, dass die durchgeführten Repoweringmaßnahmen
insgesamt nicht zu einer verbesserten Wirtschaftlichkeit geführt haben, wie vom Anlagenbetreiber
angenommen worden ist. Während die Erweiterung der Wärmenutzung eine geringe, aber belegbare
Verbesserung mit sich bringt, hat vor allem die Erhöhung des Fermentationsvolumens keinen direkten
positiven Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit. Dafür erhöhte sich die eingespeiste Strommenge nicht
signifikant genug, um die höheren Kapitalkosten auszugleichen. Des Weiteren können keine
Diskussion und Zusammenfassung
112
Einsparungen der verbrauchsgebundenen Kosten verzeichnet werden, sodass besonders in 2012
negative Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der Biogasanlage auftreten. Demnach wird eine
ausbleibende Effizienzsteigerung in der ökonomischen Betrachtung widergespiegelt. Insgesamt weist
Biogasanlage 06 die höchsten Stromgestehungskosten aus. Dadurch ergibt sich für die Jahre 2012 und
2013 sogar ein Jahresfehlbetrag.
Die Erlöse aus dem Wärmeverkauf könnten theoretisch weiter erhöht werden, wenn mehr Wärme
extern genutzt werden würde. Prinzipiell sind weitere Kostenreduktionen möglich. Dies gilt
beispielsweise bei den betriebsgebundenen Kosten durch effizientere Wartungen, bei den
verbrauchsgebundenen Kosten durch die Nutzung kostengünstigerer Substrate (ohne Verluste in der
Qualität bzw. des Biogas- bzw. Methanertrages). Letztlich ist es nicht eindeutig belegbar, wie sich die
Wirtschaftlichkeit der Anlage entwickeln wird. Eine Betrachtung der Folgejahre könnte darüber
Aufschluss geben.
Biogasanlage 07
Bei der abschließenden ökonomischen Betrachtung kann für Biogasanlage 07 festgehalten werden,
dass die durchgeführten Repoweringmaßnahmen in Summe einen positiven Effekt auf die
Wirtschaftlichkeit der Gesamtanlage haben. Dabei konnten die mittleren Stromgestehungskosten stetig
reduziert und zugleich das Jahresergebnis kontinuierlich verbessert werden. Während der Ausbau der
Wärmenutzung nur geringe ökonomische Auswirkungen hat, wird vor allem aufgrund der
Substratänderungen eine Reduzierung der verbrauchsgebundenen Kosten erreicht, welche letztlich zu
einer Verringerung der jährlichen Gesamtkosten und einem dementsprechend besseren Jahresergebnis
führt. Da die Wärmeerlöse nur einen geringen Teil an den Gesamterlösen einnehmen, lässt sich
besonders hier ein ungenutztes Potential erkennen. Durch die stetige Reduzierung der
Stromgestehungskosten von Biogasanlage 07 verbessert sich insgesamt das im Jahr 2011 noch
negative Jahresergebnis kontinuierlich zu einem beachtlichen positiven Jahresergebnis im Jahr 2013
und 2014.
4.4 Abschätzung der Auswirkungen des Repowering auf den Flächenbedarf und
die Energieproduktion
Die Auswirkungen von Repoweringmaßnahmen an Biogasanlagen auf den Flächenbedarf werden nur
durch Effizienzsteigerungen auf Bruttoenergieebene durch Verbesserung des biologischen Abbaus,
durch Verringerungen von Emissionen der Gärstrecke und die Steigerung des Gesamtwirkungsgrades
der Konversionseinheit bewirkt. Die Steigerung auf Nutz- und Nettoenergieebene ist für die
Flächenfreigabe unerheblich, d.h. dass die Reduzierung des Eigenenergiebedarfs, Ausbau der
Wärmenutzung wirken sich im Input - mit dem Ziel der Substratminimierung - nicht aus. Die
theoretische Betrachtung der Flächenfreigabe unter Kapitel 3.4.1 hat gezeigt, dass eine
Flächenfreigabe von rund 7.150 ha je Prozentpunkt NawaRo-Reduktion durch die Hälfte des
Biogasanlagenbestandes von 4.000 Anlagen möglich ist. In Bezug auf die im Projekt untersuchten
Biogasanlagen (vgl. Kapitel 3.2) kann festgestellt werden, dass Maßnahmen wie Anlagenerweiterung,
Durchsatzsteigerung und Ausbau der BHKW-Leistung zu einem verstärkten Einsatz von NawaRo geführt
haben. Da die Inbetriebnahmejahre der betrachteten Anlagen zwischen 2003 und 2011 liegen, ist zu
vermuten, dass ökonomische Anreize (EEG-Förderung) als Antrieb für den Umbau und die
Fazit, Ausblick und weiterer Forschungsbedarf
113
Erweiterungsmaßnahmen sorgten. Dieser Anreize wurden mit der Einführung der
Höchstbemessungsleistung im EEG 2014 abgeschafft.
Eine Erhöhung der Nutzenergieausbeute durch Ausbau der Wärmenutzung wirkt sich stark positiv auf
das Energiesystem aus, da umfangreiche Potentiale im Bestand gehoben werden können. Eine
einseitige Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades von BHKW, wie in den letzten Jahren zu
beobachten, ist bei unzureichender Nutzung der BHKW-Abwärme effizienzsteigernd. Bei vollständiger
Abwärmenutzung ist keine Effizienzsteigerung durch das einseitige Anheben des elektrischen
Wirkungsgrades möglich, da dies zumeist mit einem Sinken des thermischen Wirkungsgrades
verbunden ist. Liegt eine vollständige Nutzung der produzierten Strom- und Wärmemengen vor, so kann
nur über die Anhebung des Gesamtwirkungsgrades der Konversionseinheit die Energieeffizienz
gesteigert werden. Die untersuchten Biogasanlagen erfahren durch das Repowering eine relativ
geringere Steigerung der Netto-/Nutzstromausbeute (vgl. Kapitel 3.4.2). Bereinigt um den
Leistungszubau, können 9 der betrachteten Vor-Ort-Verstromungsanlagen eine Steigerung der
eingespeisten Nettostrommenge von 4,2 % im jeweils letzten Bilanzjahr gegenüber dem ersten
Bilanzjahr (ohne BGA 08 als Biomethaneinspeiseanlage) verzeichnen. Aufgrund der bereits
vorhandenen Fokussierung auf die Stromabnahme ist nur noch eine geringe Effizienzsteigerung durch
Anhebung des elektrischen Wirkungsgrades des BHKW möglich. Zu berücksichtigen ist, dass
Wirkungsgradsteigerungen und verringerte spezifische Eigenstrombedarfe als Repoweringmaßnahmen
durch differierende Arbeitsausnutzungen innerhalb der Betriebsjahre egalisiert werden können (z.B.
aufgrund von gestiegenen Wartungsaufwendungen). Aufgrund dessen ist zukünftig nicht zu erwarten,
dass Repoweringmaßnahmen zur Steigerung der Stromausbeute von Biogasanlagen mit Vor-Ort-
Verstromung einen relevanten zusätzlichen Beitrag für das Energiesystem leisten können.
Der Umbau von Vor-Ort-Verstromungsanlagen hin zur Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz ist
mit einer zum Teil erheblichen Steigerung der Eigenenergiebedarfe verbunden (vgl. BGA 08 Kapitel 0),
weshalb die Nettostrom- und Nettowärmeausbeute geringer sind. Dieser Mehraufwand kann
wärmeseitig durch einen höheren Nutzwärmeabsatz gerechtfertigt werden. Der stromseitige
Nutzenergieertrag kann durch den erhöhten Prozessaufwand allerdings geringer ausfallen als bei der
Vor-Ort-Verstromung. Sollte eine hohe Wärmenutzung am Standort der Biogasanlage vorhanden sein,
ist aus energetischer Sicht und im Sinne der Effizienzbetrachtung die Biogasanlage mit Vor-Ort-BHKW
der Biomethaneinspeisung mit gleichartiger Biomethannutzung vorzuziehen.
5 Fazit, Ausblick und weiterer Forschungsbedarf
Die Optimierung der Biogasverwertung in Form des Ausbaus der Abwärmenutzung sowie des
Austauschs und der Leistungserhöhung des BHKW stehen im Vordergrund. Die Optimierung der
Gasproduktion erfolgt nachrangig und zumeist durch den Zubau von Fermentationsvolumen bzw. durch
die gasdichte Abdeckung des Gärrestlagers. Geht man davon aus, dass Repoweringmaßnahmen nur
durchgeführt werden, solange die wirtschaftliche Situation der Biogasanlage mindestens gleichwertig
derer zuvor ist, so sind die maßgeblichen Motivationen der Betreiber die Steigerung des Wirkungs- bzw.
des Nutzungsgrades und die Steigerung der Akzeptanz der Biogasanlage. Die Steigerung des Wirkungs-
/Nutzungsgrades wird maßgeblich durch den Ausbau der Abwärmenutzung sowie durch den Austausch
und die Leistungserhöhung des BHKW erzielt. Die Akzeptanzsteigerung soll durch Maßnahmen zum
Ausbau der Abwärmenutzung, Abdeckung des Gärrestlagers und durch das Vergrößern des
Fazit, Ausblick und weiterer Forschungsbedarf
114
Gärvolumens erzielt werden. Die Reduktion von Emissionen als Motivation zur Durchführung von
Repoweringmaßnahmen steht nicht im Vordergrund. Dies wird darauf zurückgeführt, dass die
Auswirkungen von Maßnahmen auf mögliche Emissionen oftmals nur schwer einzuschätzen sind.
Denkbar wäre, mögliche Emissionsquellen direkt messtechnisch zu erfassen und Maßnahmen, die
indirekte Emissionsminderungen an anderer Stelle der Prozesskette bewirken, bspw. über
Treibhausgasbilanzen oder ökonomische Kennzahlen, sichtbar und bewertbar zu machen.
Mit der Berechnung des mittleren Brennstoffausnutzungsgrades wurde ein einfach anzuwendendes
Modell in die Biogasbranche überführt. Hiernach können Biogasanlagen anhand eines allgemeinen
energietechnischen Bewertungsstandards auf Basis des tatsächlichen Grades der Brennstoff-
ausnutzung bemessen werden. Der Trockensubstanz-bezogene Brennstoffausnutzungsgrad eignet sich
unter Beachtung des Brenn- bzw.- Heizwertbezugs zum Vergleich mit anderen Energiekonversions-
pfaden. Über die Abschätzung des Energieinhaltes der zugeführten fermentierbaren organischen
Trockensubstanz sind Biogasanlagen ohne den Einfluss der Einsatzstoffe untereinander und in ihren
Betriebsjahren vergleichbar. Dies eignet sich im Besonderen für die Bewertung der Energieeffizienz bei
der Betrachtung von Repoweringmaßnahmen. Als vorteilhaft haben sich der Ausbau der Wärmenutzung
und die Steigerung der Gasausbeute gezeigt. Kaum Auswirkungen hingegen hat die Reduktion des
Eigenenergiebedarfes, umso weniger, wenn keine 100 %-ige Nutzung der produzierten Energiemengen
erfolgt, wie es bei der Wärmenutzung oftmals der Fall ist.
Die Methode basiert auf relativ wenigen Eingangsgrößen und kann schnell durchgeführt werden. Es
sollten zukünftig verstärkt Brennwerte zur Beurteilung der im Substrat enthalten Energie analysiert
werden, damit die Entwicklung von standardisierten Kenngrößen ermöglicht wird. Diese könnten
zumindest eine Bilanzierung der Inputenergiemengen von Energiepflanzen ohne vorherige
Brennwertanalyse ermöglichen (vgl. [15]).
Um eine detaillierte Aussage zu generieren, könnte die vorgestellte Methode um den Zwischenschritt
der Bilanzierung des biologischen Prozesses ergänzt werden. Die Darstellung der Effizienz des
biologischen Umsatzes könnte helfen, geringe Arbeitsausnutzung und damit eine geringe
Bruttoenergieausbeute einer ursächlichen Quelle zuzuordnen.
Die betrachteten Biogasanlagen verzeichneten nach der Durchführung der Repoweringmaßnahmen
sowohl eine ökonomische Besserstellung (Biogasanlage 07), eine ökonomische Schlechterstellung
(Biogasanlage 06) als auch keine direkte Besser- bzw. Schlechterstellung (Biogasanlage 01).
Aufgrund der Vielzahl an durchgeführten Maßnahmen kann bei den betrachteten Biogasanlagen der
Einfluss einer einzelnen Maßnahme auf die mittleren Stromgestehungskosten sowie das
Jahresergebnis der Gesamtanlage nicht quantifiziert werden. Zudem ist es beispielsweise denkbar,
dass einzelne Maßnahmen sich kostensenkend auf die Wirtschaftlichkeit der Anlage auswirken.
Allerdings wird dieser Effekt durch z.B. mehrere kostensteigernde Repoweringmaßnahmen
überkompensiert, was die Stromgestehungskosten auf mittlere Sicht ansteigen lässt. Der gleiche Effekt
ist bei entsprechend geändertem Vorzeichen denkbar. Insgesamt ist eine größere Anzahl an
Biogasanlagen und damit eine breitere Datenbasis erforderlich, um abzuleiten, ob sich Repowering im
Allgemeinen positiv oder negativ auf die Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage auswirkt. Zudem könnte
daran ermittelt werden, ob andere Faktoren (z.B. steigende oder sinkende Substratpreise) dem
ökonomischen Effekt des Repowerings entgegenwirken oder gar überkompensieren.
Weitere Veröffentlichungen und Ergebnisverwertung
115
Es ist festzustellen, dass die Auswirkungen auf den Flächenbedarf überschaubar bleiben. Aus
energetischer Sicht führen nur Maßnahmen zur Steigerung der Biogasausbeute unter Beibehaltung der
Strom- und Wärmeproduktion zu einer Reduzierung der NawaRo-Substratmenge und damit zu einer
möglichen Flächenfreigabe. Es muss davon ausgegangen werden, dass bisherige
Repoweringmaßnahmen eher zu einer steigenden Flächeninanspruchnahme führten. Allerdings ist bei
entsprechender Anreizsetzung eine verstärkte Freigabe landwirtschaftlicher Flächen möglich. Hierzu
gehört neben der Förderung von Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz auch die verstärkte
Förderung der Nutzung landwirtschaftlicher Reststoffe, welche Energiepflanzen im Substratmix ersetzen
können.
6 Weitere Veröffentlichungen und Ergebnisverwertung
Die erzielten Ergebnisse wurden in umfangreichen Veröffentlichungen vorgestellt. Die erarbeitete
Methode soll in dem Vorhaben Biogas-Messprogramm III - TEIL 1: „Faktoren für einen effizienten
Betrieb von Biogasanlagen“ (FKZ: 2240351) Anwendung finden. Folgende Veröffentlichungen wurden
im Rahmen der Bearbeitung des Vorhabens getätigt:
Fischer, El., Postel, J.: Potentiale zur Steigerung der Leistungsfähigkeit von Biogasanlagen -
Energetische Effizienz von Repoweringmaßnahmen; Poster zur 10. Sächsische Biogastagung,
14.10.2014, Köllitsch, 2014
Fischer, El.: Effizienzsteigerung beim Repowering von Biogasanlagen; Energy Decentral 2014 -
Kostengünstige Maßnahmen zur Effizienzsteigerung bei Biogasanlagen, Hannover, 2014
Fischer El., Postel J., Ehrendreich F., Nelles M.: Energetische Bewertung von landwirtschaftlichen
Biogasanlagen mit Hilfe des mittleren Brennstoffausnutzungsgrades; VGB PowerTech; 1/2 2015
Fischer, El., Postel, J.: Repowering im Biogasanlagenbestand - Einführung des Nutzungsgrades zur
Bewertung von effizienzsteigernden Maßnahmen; Straubing, 2015
Daniel-Gromke J., Reinelt T., Postel J.: Optimierter Anlagenbetrieb von Biogasanlagen; Fokusheft FOCUS
ON Schaumbildung in Biogasanlagen; Leipzig 2015, ISSN: 2192-1156
Fischer El., Postel J., Ehrendreich F.: Repowering im Biogasanlagenbestand - Einführung des
Nutzungsgrades zur Bewertung von effizienzsteigernden Maßnahmen; KTBL-Schrift 508 Biogas in
der Landwirtschaft - Stand und Perspektiven FNR/KTBL-Kongress vom 22. bis 23. September
2015 in Potsdam; ISBN 978-3-945088-07-4
Postel J., Fischer El., Ehrendreich F.: Repowering - Was ist sinnvoll?; DLG-Mitteilungen 10/2015, S. 46-
49; Frankfurt/Main 2015; ISSN 0341-0412
Postel, J.: Repowering im Biogasanlagenbestand - Einführung des Nutzungsgrades zur Bewertung von
effizienzsteigernden Maßnahmen, Biogas-Fachgespräch "Repowering von Biogasanlagen", Leipzig
25. November 2015
Weitere Veröffentlichungen und Ergebnisverwertung
116
Fischer El., Postel J., Ehrendreich F., Nelles M.: Energetische Bewertung von landwirtschaftlichen
Biogasanlagen mit Hilfe des mittleren Brennstoffausnutzungsgrades, LANDTECHNIK 71(4), 2016,
139–154; DOI http://dx.doi.org/10.15150/lt.2016.3132
Fischer El., Postel J., Ehrendreich F., Nelles M.: Using the mean fuel efficiency to energetically assess
agricultural biogas plants; LANDTECHNIK 71(4), 2016, 139–154, 2016; DOI
http://dx.doi.org/10.15150/lt.2016.3132
Pohl, M., Liebetrau, J., Trommler, M.; Increasing the flexibility of biogas plants; XI International Congress
"Biomass: Fuel & Power", Moskau, 2016
Pohl, M., Postel, J., Liebetrau, J., Trommler, M.: Effizienz & Repowering - Technische Effizienzsteigerung;
BIOGAS Convention, Nürnberg, 2016
Pohl, M., Postel, J., Liebetrau, J.: Repowering – motivation and outcome of measures for performance
optimization of biogas facilities; 3. Conference of the European Biogas Association, Ghent, 2016
Abbildungsverzeichnis
117
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Entwicklung des Biogasanlagenbestandes in Deutschland [13] ...................................... 1
Abbildung 2: Kategorisierung von Repoweringmaßnahmen anhand eines planvollen
Vorgehens und der beabsichtigten Steigerung des Nutzungsgrades ............................... 3
Abbildung 3: Grenzen für die Nutz-, Netto- und Bruttoenergiebilanzierung des Gesamt-
prozesses [3] ........................................................................................................................ 7
Abbildung 4: Schematische Darstellung des mittleren Brennstoffausnutzungsgrades sowie der
Netto- und Bruttoenergieausbeute bei unterschiedlicher Kapazitätszahl und
Arbeitsausnutzung [3] ........................................................................................................ 10
Abbildung 5: Schematische Darstellung des mittleren Brennstoffausnutzungsgrades sowie der
Netto- und Bruttoenergieausbeute [3] ............................................................................. 11
Abbildung 6: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung - Annuitätenmethode in Anlehnung an die VDI
2067 ................................................................................................................................... 14
Abbildung 7: Betreiberbefragung Biogasanlagen [11] .......................................................................... 17
Abbildung 8: Rücklauf Betreiberbefragung - Zuordnung der Biogasanlagen [11] ............................... 19
Abbildung 9: Verteilung der durchgeführten Maßnahmen [11] ............................................................ 22
Abbildung 10: Erfolgseinschätzung der durchgeführten Repoweringmaßnahmen hinsichtlich
verbesserter Wirtschaftlichkeit [11] ................................................................................. 23
Abbildung 11: Erfolgseinschätzung der durchgeführten Repoweringmaßnahmen hinsichtlich
Effizienzsteigerung [11] ..................................................................................................... 24
Abbildung 12: Erfolgseinschätzung der durchgeführten Repoweringmaßnahmen hinsichtlich
Verringerung von Emissionen [11] .................................................................................... 25
Abbildung 13: Beweggründe zur Durchführung von Repoweringmaßnahmen [11] .............................. 26
Abbildung 14: Verteilung der Beweggründe zur Durchführung ausgewählter
Repoweringmaßnahmen [11] ........................................................................................... 27
Abbildung 15: Häufigkeit der Art des Optimierungsbedarfs, absolute Anzahl der Nennungen und
relative Häufigkeit bezogen auf die Stichprobe n = 138 (Mehrfachnennungen
möglich) [11] ...................................................................................................................... 28
Abbildung 16: Relative Häufigkeit der Art des Optimierungsbedarfs nach Größenklassen
bezogen auf die Stichprobe der Größenklasse (gesamt n = 134,
Mehrfachnennungen möglich) [11] .................................................................................. 29
Abbildung 17: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 01 für die Betriebsjahre 2010-2013 ................................................................. 34
Abbildung 18: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 02 für die Betriebsjahre 2010-2012 ................................................................. 38
Abbildung 19: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 03 für die Betriebsjahre 2010-2013 ................................................................. 42
Abbildung 20: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 04 für die Betriebsjahre 2011-2013 ................................................................. 46
Abbildung 21: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 05 für die Betriebsjahre 2011-2013 ................................................................. 50
Abbildungsverzeichnis
118
Abbildung 22: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 06 für die Betriebsjahre 2010-2013 ................................................................. 54
Abbildung 23: Einsatzstoffmengen der Jahre 2012-2014 der BGA 07 .................................................. 58
Abbildung 24: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 07 für die Betriebsjahre 2012-2014 ................................................................. 60
Abbildung 25: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 08 für die Betriebsjahre 2008-2012 ................................................................. 64
Abbildung 26: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 09 für die Betriebsjahre 2012-2014 ................................................................. 68
Abbildung 27: TS-bezogene (schwarz) und FoTS-bezogene (blau) Brennstoffausnutzungsgrade
der BGA 10 für die Betriebsjahre 2007 – 2010 .............................................................. 72
Abbildung 28: Änderungen der FoTS-bezogenen Brennstoffausnutzgrade (Nutzenergieebene)
vom ersten zum letzten Bilanzjahr der BGA 01 bis 10 im Überblick .............................. 74
Abbildung 29: Überblick der relativen Änderungen der FoTS-bezogenen Brutto-, Netto- und
Nutzenergieausbeuten (Brennstoffausnutzgrade) vom ersten zum letzten
Bilanzjahr der BGA 01 bis 10 ............................................................................................ 75
Abbildung 30: FoTS-bezogene Bruttoenergieausbeuten des jeweils letzten Bilanzjahres der BGA
01 bis 10 im Überblick ....................................................................................................... 76
Abbildung 31: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in
Abhängigkeit der zugeführten Substratleistung ( bei Nutzwärmeauskopplung 50
%); links: K-nA-Diagramm; rechts: PSub-𝜔-Diagramm ........................................................ 79
Abbildung 32: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in
Abhängigkeit der zur Verfügung stehenden Gasleistung (bei
Nutzwärmeauskopplung 50 %); links: K-nA-Diagramm; rechts: PGas-𝜔-Diagramm ......... 80
Abbildung 33: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in
Abhängigkeit des Eigenstrombedarfes (bei Nutzwärmeauskopplung 50 %); links:
K-nA-Diagramm; rechts: Peigen - 𝜔 - Diagramm ................................................................... 82
Abbildung 34: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in
Abhängigkeit des Eigenstrombedarfes (bei Nutzwärmeauskopplung 50 %); links:
K-nA-Diagramm; rechts: Weigen - 𝜔 - Diagramm ................................................................. 82
Abbildung 35: Änderungen der Kapazitätszahl, Arbeitsausnutzung und der Ausbeuten in
Abhängigkeit der Nutzwärmeauskopplung; links: K-nA-Diagramm; rechts: Qnutz -
𝜔 - Diagramm ..................................................................................................................... 83
Abbildung 36: Überblick der Parametervariationen auf Bruttoenergieebene
(Bruttoenergieausbeute) .................................................................................................... 84
Abbildung 37: Überblick der Parametervariationen auf Nettoenergieebene
(Nettoenergieausbeute) ..................................................................................................... 85
Abbildung 38: Überblick der Parametervariationen auf Nutzenergieebene (mittlerer
Brennstoffausnutzungsgrad) ............................................................................................. 86
Abbildung 39: Stromgestehungskosten BGA 01 ...................................................................................... 89
Abbildung 40 : Gesamtkosten und Gesamterlöse BGA 01 ....................................................................... 90
Abbildung 41: Sensitivitätsbetrachtung Ökonomie für 2011 - Biogasanlage 01 ................................... 91
Abbildung 42: Stromgestehungskosten BGA 06 ...................................................................................... 93
Abbildungsverzeichnis
119
Abbildung 43: Gesamtkosten und Gesamterlöse BGA 06 ...................................................................... 94
Abbildung 44: Sensitivitätsbetrachtung Ökonomie für 2012 - Biogasanlage 06 .................................. 95
Abbildung 45: Stromgestehungskosten Biogasanlage 07 ...................................................................... 98
Abbildung 46: Gesamtkosten und Gesamterlöse Biogasanlage 07 ....................................................... 99
Abbildung 47: Sensitivitätsbetrachtung Ökonomie für 2012 - Biogasanlage 07 ................................ 100
Abbildung 48: Vergleich Stromgestehungskosten der Biogasanlagen ................................................. 101
Abbildung 49: Vergleich der Jahresergebnisse der Biogasanlagen ...................................................... 102
Tabellenverzeichnis
120
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Grundannahmen zur Berechnung der Parametervariation ................................................... 12
Tabelle 2: Ergebnisse auf Basis der Grundannahmen zur Parametervariation .................................... 13
Tabelle 3: Allgemeine wirtschaftliche Rahmenparameter ...................................................................... 15
Tabelle 4: Regionale Verteilung des Fragebogenversands und Rücklaufs der
Betreiberbefragung bezogen auf die Anlagenzahl [12][18] .................................................. 18
Tabelle 5: Rücklauf Betreiberbefragung - Inbetriebnahmejahr [12] ...................................................... 20
Tabelle 6: Rücklauf der Betreiberbefragung - Größenklassenverteilung und Verteilung
Gesamtanlagenbestand, Bezug: Anlagenzahl (Biogasanlagen Deutschland, GG)
[12][18] .................................................................................................................................... 20
Tabelle 7: Mittleres Alter der Biogasanlage bei Durchführung der ersten
Repoweringmaßnahme differenziert nach Leistungsklassen [12] ....................................... 21
Tabelle 8: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 01 ............ 31
Tabelle 9: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 01 .......................................................................... 32
Tabelle 10: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 02 .......................................................................... 36
Tabelle 11: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 03 ............ 40
Tabelle 12: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 03 .......................................................................... 41
Tabelle 13: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 04 ............ 44
Tabelle 14: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 04 .......................................................................... 44
Tabelle 15: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 05 ............ 48
Tabelle 16: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 05 .......................................................................... 48
Tabelle 17: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 06 ............ 52
Tabelle 18: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 06 .......................................................................... 52
Tabelle 19: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 07 ............ 56
Tabelle 20: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 07 .......................................................................... 59
Tabelle 21: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen ................................ 61
Tabelle 22: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 08 .......................................................................... 62
Tabelle 23: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 09 ............ 66
Tabelle 24: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 09 .......................................................................... 66
Tabelle 25: Beweggründe und Erfolgseinschätzung von Repoweringmaßnahmen der BGA 10 ............ 70
Tabelle 26: Eingangsdaten und Ergebnisse der BGA 10 .......................................................................... 71
Tabelle 27: Übersicht der durchgeführten Repoweringmaßnahmen der Biogasanlagen 01 bis 10 ..... 73
Tabelle 28: Ergebnisüberblick auf Basis der Grundannahmen zur energetischen
Sensitivitätsbetrachtung .......................................................................................................... 78
Tabelle 29: Ökonomische Rahmenparameter Biogasanlage 01 ............................................................. 87
Tabelle 30: Preisspanne der eingesetzten Substrate für Biogasanlage 01 ............................................ 88
Tabelle 31: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Biogasanlage 01 .................................................................. 88
Tabelle 32: Ökonomische Rahmenparameter Biogasanlage 06 ............................................................. 92
Tabelle 33: Preisspanne der eingesetzten Substrate für Biogasanlage 06 ............................................ 92
Tabelle 34: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Biogasanlage 06 .................................................................. 92
Tabellenverzeichnis
121
Tabelle 35: Ökonomische Rahmenparameter Biogasanlage 07 ............................................................. 96
Tabelle 36: Preisspanne der eingesetzten Substrate für Biogasanlage 07 ............................................ 96
Tabelle 37: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Biogasanlage 07 ................................................................. 97
Tabelle 38: Vergleich Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der Biogasanlagen –
Stromgestehungskosten (SGK) und Jahresergebnis ........................................................... 102
Tabelle 39: Einsatz von NawaRo in Biogasanlagen in Deutschland (EEG-Monitoring 2015 mit
dem Bezugsjahr 2014) [17]; [34] ......................................................................................... 103
Tabelle 40: NawaRo-Anbaufläche für Biogasanlagen in Deutschland 2014 [17] ................................ 104
Tabelle 41: Abschätzung der Flächeneinsparung durch Repowering von 50 % des BGA-
Bestandes (4.000 BGA)......................................................................................................... 104
Tabelle 42: Änderung des Nutzwärmeanteils der betrachteten Biogasanlagen (vgl. Kapitel 3.2) ...... 105
Literatur- und Referenzverzeichnis
122
Literatur- und Referenzverzeichnis
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Zwischenbericht, Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbH, Leipzig, 2013
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Zwischenbericht, Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbH, Leipzig, 2014
[3] Fischer El., Postel J., Ehrendreich F., Nelles M.: Using the mean fuel efficiency to energetically
assess agricultural biogas plants; LANDTECHNIK 71(4), 139–154,
DOI http://dx.doi.org/10.15150/lt.2016.3132 Deutscher Ingenieure: Energiekenngrößen
Grundlagen - Methodik, 01.040.27(4661), VDI 4661; Berlin; 2014
[4] Weissbach, F.: Zur Bewertung des Gasbildungspotenzials von nachwachsenden Rohstoffen. In:
Landtechnik, Bd. 63, Nr. 06/2008, S. 356–358; 2008
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Biogasgewinnung. In: Landtechnik, Bd. 64, Nr. 05/2009, S. 317–321; 2009
[6] Weissbach, F.: Das Gasbildungspotenzial von frischen und silierten Zuckerrüben bei der
Biogasgewinnung. In: Landtechnik, Bd. 64, Nr. 06/2009, S. 394–397; 2009
[7] Weissbach, F.: Das Gasbildungspotenzial von Schweinegülle bei der Biogasgewinnung;
Landtechnik, Bd. 66, Nr. 06/2011, S. 460-464; 2011
[8] Weissbach, F.: Das Gasbildungspotenzial von Gülle und Stallmist. 5. Rostocker Bioenergieforum
S. 267-271; 2011
[9] Weissbach, F.: Das Gasbildungspotenzial von Hühnertrockenkot bei der Biogasgewinnung;
Landtechnik, Nr. 04/2012, S. 299-304; 2012
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14918:2010-04; Berlin; 2010
[11] DBFZ: Postalische Betreiberbefragung im Rahmen des Vorhabens „Potenziale zur Steigerung
der Leistungsfähigkeit von Biogasanlagen - Energetische Effizienz von Repoweringmaßnahmen
(FKZ: 22400912), November 2014
[12] Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG 2014). Aus:
Gesetzentwurf der Bundesregierung: Entwurf eines Gesetzes zur grundlegenden Reform des
Erneuerbare-Energien-Gesetzes und zur Änderung weiterer Bestimmungen des
Energiewirtschaftsrechts, Stand 08.04.2014,
http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Gesetz/entwurf-eines-gesetzes-zurgrundlegenden-
reform-des-erneuerbare-energien-gesetzes-und-zur-aenderungweiterer-bestimmungen-
desenergiewirtschaftsrechts,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf;
18.06.2014
[13] Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR) (Hrsg.): Entwicklung Biogasanlagen;
Abbildung 27, Erscheinungsjahr 2015; https://mediathek.fnr.de/grafiken/daten-und-
fakten/bioenergie/biogas/entwicklung-biogasanlagen.html; 2015
Literatur- und Referenzverzeichnis
123
[14] Glötzl M.: Marktanalyse -Repowering und Kleinbiogasanlagen in Süddeutschland; Präsentation
auf dem Biogasfachgespräch „Repowering von Biogasanlagen“; 25. November 2015
[15] Fischer El., Postel J., Ehrendreich F.: Repowering im Biogasanlagenbestand - Einführung des
Nutzungsgrades zur Bewertung von effizienzsteigernden Maßnahmen; KTBL-Schrift 508 Biogas
in der Landwirtschaft - Stand und Perspektiven FNR/KTBL-Kongress vom 22. bis 23. September
2015 in Potsdam; ISBN 978-3-945088-07-4
[16] Onishi, J. et al.: Retrofit of heat exchanger networks with pressure recovery of process streams at
sub-ambient conditions, Alicante/Brasilien, September 2014
[17] DBFZ gGmbH: Stromerzeugung aus Biomasse 03MAP250 (Vorhaben IIa Biomasse) –
Zwischenbericht, Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbH, Leipzig, 2015
[18] Phyllis2, database for biomass and waste, https://www.ecn.nl/phyllis2, Energy research Centre
of the Netherlands
[19] Bayrische Landesanstalt für Landwirtschaft: Biogasausbeuten verschiedener Substrate;
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[20] Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (KTBL) (Hrsg.): Faustzahlen Biogas,
3. Ausgabe, ISBN 978-3-941583-85-6, Darmstadt, 2013
[21] DIN Deutsches Institut für Normung e.V.: Feste Biobrennstoffe – Bestimmung des Heizwertes;
Deutsche Fassung EN 14918:2009, April 2010
[22] Weißbach, F.; Strubelt, C.: Die Korrektur des Trockensubstanzgehaltes von Maissilagen als
Substrat für Biogasanlagen. In: Landtechnik Bd. 63 (2008a), Nr. 02/2008, S. 82–83.
[23] Weißbach, F.; Strubelt, C.: Die Korrektur des Trockensubstanzgehaltes von Grassilagen als
Substrat für Biogasanlagen. In: Landtechnik Bd. 63 (2008b), Nr. 04/2008, S. 210–211a.
[24] Born, J.; Casaretto, R.: Die theoretischen 100 Prozent geernteter Energie. BIOGAS Journal 15(2),
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[26] Verein Deutscher Ingenieure: Energiekenngrößen – Grundlagen – Methodik. Richtlinie VDI
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[27] Braun, R.; Laaber, M.; Madlener, R.; Brachtl, E.; Kirchmayr, R.: Aufbau eines Bewertungssystems
für Biogasanlagen – „Gütesiegel Biogas“, Projektnummer 807742, Wien, Endbericht erstellt am
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Literatur- und Referenzverzeichnis
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[29] Weinrich et al: Massenbilanzierung von Biogasanlagen - Möglichkeiten und Herausforderungen
für die Effizienzbewertung von Biogasanlagen; Schriftenreihe Umweltingenieurwesen Band 45,
Seiten 357-367; 8. Rostocker Bioenergieforum; Rostock; 2014
[30] Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG 2004),
2004, BGBl. I S.2550
[31] Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG 2009),
2008, BGBl. I S. 2074
[32] Krassowsky et al.: Repowering von Biogasanlagen – Maßnahmen zur Effizienzsteigerung für den
vorhandenen Anlagenbestand, Kurztitel: Repowering (FKZ: 03KB071A-D); Dezember 2015
[33] VDI 2067 Blatt 1: Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen, Grundlagen und
Kostenberechnung, September 2012
[34] DBFZ: Eigene Daten aus Betreiberbefragung 2015
Anhang Fragebogen zur Betreiberbefragung
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Anhang Fragebogen zur Betreiberbefragung
Anhang Fragebogen zur Betreiberbefragung
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PUBLIKATIONEN
Bisher erschienene Reports:
DBFZ Report Nr. 27 Neuartiger emissionsarmer Kaminofen (DBU-NEKO)
DBFZ Report Nr. 26 Bewertung technischer und wirtschaftli-cher Entwicklungspotenziale künftiger und bestehender Bio-masse-zu-Methan-Konversionsprozesse - Dissertationsschrift
DBFZ Report Nr. 25 Nachrüstlösung zum katalytischen Ab-bau von gasförmigen organischen Emissionen aus Kaminöfen
DBFZ Report Nr. 24 Biomasse zur Wärmeerzeugung – Methoden zur Quantifizierung des Brennstoffein-satzes
DBFZ Report Nr. 23 Technisch-ökonomische Begleitfor-schung des Bundeswettbewerbes „Bioenergie-Regionen“
DBFZ Report Nr. 22 Die Biokraftstoffproduktion in Deutsch-land – Stand der Technik und Optimierungsansätze
DBFZ Report Nr. 21 Entwicklung der Förderung der Strom- erzeugung aus Biomasse im Rahmen des EEG
DBFZ Report Nr. 20 KlimaCH4 – Klimaeffekte von Biomethan
DBFZ Report Nr. 19 Hy-NOW – Evaluierung der Verfahren und Technologien für die Bereitstellung von Wasserstoff auf Basis von Biomasse
DBFZ Report Nr. 18 Kleintechnische Biomassevergasung – Option für eine nachhaltige und dezentrale Energieversor-gung
DBFZ Report Nr. 17 Grünlandenergie Havelland – Entwick-lung von übertragbaren Konzepten zur naturverträglichen energetischen Nutzung von Gras und Schilf am Beispiel der Region Havelland
DBFZ Report Nr. 16 Algae biorefinery – material and energy use of algae
DBFZ Report Nr. 15 Politics and Economics of Ethanol and Biodiesel Production and Consumption in Brazil
DBFZ Report Nr. 14 Holzpelletbereitstellung für Klein- feuerungsanlagen
DBFZ Report Nr. 13 Basisinformationen für eine nachhaltige Nutzung von landwirtschaftlichen Reststoffen zur Bioenergie-bereitstellung
DBFZ Report Nr. 12 Monitoring zur Wirkung des Eneuerba-re-Energien-Gesetz (EEG) auf die Entwicklung der Stromer- zeugung aus Biomasse
DBFZ Report Nr. 11 Monitoring Biokraftstoffsektor
DBFZ Report Nr. 10 Ermittlung des Verbrauchs biogener Festbrennstoffe im Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD-Sektor) – Endbericht
DBFZ Report Nr. 9 Analyse und Bewertung ausgewählter zu-künftiger Biokraftstoffoptionen auf der Basis fester Biomasse
DBFZ Report Nr. 8 – Kompakt – Sammelband
DBFZ Report Nr. 7 Final Report – Global and Regional Spatial Distribution of Biomass Potentials – Status quo and options for specication –
DBFZ Report Nr. 6 Katalytisch unterstützte Minderung von Emissionen aus Biomasse-Kleinfeuerungsanlagen
DBFZ Report Nr. 5 Optimierung und Bewertung von Anlagen zur Erzeugung von Methan, Strom und Wärme aus biogenen Festbrennstoffen
DBFZ Report Nr. 4 Identifzierung strategischer Hemmnisse und Entwicklung von Lösungsansätzen zur Reduzierung der Nutzungskonkurrenzen beim weiteren Ausbau der Biomasse-nutzung
DBFZ Report Nr. 3 Feinstaubminderung im Betrieb von Scheitholzkaminöfen unter Berücksichtigung der toxiko-logischen Relevanz DBFZ Report Nr. 2 Methodische Vorgehensweise zur Stand-ortidentifikation und Planung der Biomassebereitstellung für Konversionsanlagen am Beispiel von Bio-SNG-Produktions- anlagen
DBFZ Report Nr. 1 Bewertung und Minderung von Fein- staubemissionen aus häuslichen Holzfeuerungsanlagen
Weitere Informationen und Downloads unter: www.dbfz.de/web/referenzen-publikationen
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